Ausgabe 2 | Februar 2013 | Heiko Lohmann · 25,50 auf knapp 27,00 Euro/MWh sprang. Ende März,...

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ISSN

-Nr.:

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Ausgabe 2 | Februar 2013 | www.energate.de

Heiko Lohmann

astora: Interview mit Markus Radmacher

astora: Interview with Markus Radmacher

ener|gate gmbh & co. kgNorbertstraße 5D-45131 Essen

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Der Jahresreport Gas – die wichtigsten Ereignisse des Gasjahres 2012 kompetent und detailliert für Sie aufbereitet von unserem Gas-Experten Dr. Heiko Lohmann.

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Als Highlights des Jahresreports erwarten den Leser eine Analyse der Ereignisse im Februar 2012 und ein ausführliches Interview mit Dr. Hans-Martin Huber-Ditzel, Vorstand der Enovos Deutschland AG und Geschäftsführer der Enovos Energie Deutschland GmbH.Außerdem erfahren Sie alles zur europäischen Netzzugangsregulierung sowie die wichtigsten Ereignis-se aus Politik und Recht. Ebenso werden die Bereiche Erzeugung, Infrastruktur und Netze beleuchtet. Marktberichte zu Gas, Strom, Kohle und Öl zeichnen zudem die Preisentwicklung in 2012 nach.

Vertrieb

48 ener|gate Jahresreport Gas

Abb. 20: Anzahl der Gasanbieter im Haus-haltskundensektor, Stand: November 2010 (Quelle: ene‘t)

48 ener||gategate Jahresreport Gas Jahresreport Gas

Großhandel

41Das Erdgasjahr 2011 im Rückblick

abziehen. Als Katar im August Instandhaltungs-maßnahmen an Verflüssigungsanlagen für den Herbst und auch für Januar 2012 ankündigte, verschärfte sich die Sorge einer Gasknappheit – vor allem in Großbritannien – im Winter.

Abb. 11 zeigt mit der Preisentwicklung für Cal 12 und dem Brentpreis sehr schön diese Phasen.

Anfang des Jahres setzte sich im Gas die ten-denziell „bearishe“ Tendenz von Ende 2010 fort, da weltweit viel Erdgas verfügbar war. Im Ölmarkt gab schon der arabische Frühling die Richtung vor. Ende Januar drehte sich der Markt, und die Unruhen in Nordafrika und dem Mittleren Osten sorgten für steigende Preise. Als dieser Trend auslief, kam der 14. März, an dem nach den Ereignissen in Japan Cal 12 von 25,50 auf knapp 27,00 Euro/MWh sprang. Ende März, Anfang April wurde die Panik von seri-öseren Analysen abgelöst, die den Nachfrage-boom in Japan erst einmal relativierten. Trotz fester Ölpreise gingen die Gaspreise wieder auf Talfahrt. Ein Crash der Ölpreise ließ die Gas-preise ebenfalls kurzfristig richtig durchsacken. Anschließend ging es in einem breiten Band von 26,00-28,00 Euro/MWh hin und her, teil-weise getrieben durch Positionen von Händ-lern, teilweise – wie im August – durch die Ankündigungen aus Katar. Je stärker sich aber die Euro-Krise zuspitzte, desto mehr übernah-men die Bären das Kommando. Die 26,00-Euro/MWh-Marke wurde erst vereinzelt getestet, im November wurde sie dann unterschritten. Die Erwartungen der Marktteilnehmer schwanken zwischen einem stabilen Preistrend von 26,00 Euro/MWh bis zum Jahresende und einem wei-teren Rückgang. Bullish ist zurzeit niemand. Auch die immer noch sehr festen Ölpreise sind kein Kaufsignal. Zumal auch bei den Ölpreisen eher ein Rückgang erwartet wird, es sei denn, die Situation um den Iran eskaliert weiter.

Damit bleibt die weitere Preisentwicklung unsi-cher. 2011 wurde an den Handelsmärkten mehr für Erdgas bezahlt als 2010. Der Terminmarkt lässt im kommenden Jahr keinen großen Preis-anstieg erwarten. Wenn die Konjunktur tatsäch-lich lahmen sollte, dann wird es eher zu einem Preisrückgang kommen.

Liquidität im Handelsmarkt

Im kurzfristigen Markt hat sich die Liquidität in Deutschland sehr gut entwickelt. Abb. 12 zeigt

auf der Basis der Zahlen der Londoner Vereini-gung der Energiebroker LEBA die Entwicklung des Day-Ahead-Handels am NCG VP und dem Gaspool VP im Vergleich zur niederländischen TTF für das Jahr 2011.

Die Abbildung zeigt, dass im Day-Ahead am NCG VP teilweise die Volumen der TTF er-reicht und überschritten werden. Aber auch am Gaspool VP lässt sich seit Oktober 2011 eine Belebung feststellen. Kein Händler beschwert sich über diese Entwicklung, alle schätzen sie als gut ein. Getragen wird die Liquidität auf der Nachfrageseite von einer zunehmenden Portfolio-Optimierung. Auf der Angebotssei-te sind es nicht zuletzt die Banken, die den Markt stützen.

Abb. 13 enthält die Preisunterschiede zwischen dem NCG VP und der TTF einerseits sowie Gas-pool VP und NCG VP andererseits.

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Brent-IndexCal 12 NCG VP

Abb. 11: Preise für Cal 12 am NCG VP und Brent-Index (Quelle: ener|gate)

Abb. 12: Tägliche Han-delsmengen im Day-Ahead an der TTF, dem NCG VP und Gaspool VP (Quelle: London Energy Brooker Association (LEBA))

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41Das Erdgasjahr 2011 im RückblickDas Erdgasjahr 2011 im Rückblick

von 26,00-28,00 Euro/MWh hin und her, teil-weise getrieben durch Positionen von Händ-lern, teilweise – wie im August – durch die Ankündigungen aus Katar. Je stärker sich aber die Euro-Krise zuspitzte, desto mehr übernah-men die Bären das Kommando. Die 26,00-Euro/MWh-Marke wurde erst vereinzelt getestet, im November wurde sie dann unterschritten. Die Erwartungen der Marktteilnehmer schwanken zwischen einem stabilen Preistrend von 26,00 Euro/MWh bis zum Jahresende und einem wei-teren Rückgang. Bullish ist zurzeit niemand. Auch die immer noch sehr festen Ölpreise sind kein Kaufsignal. Zumal auch bei den Ölpreisen eher ein Rückgang erwartet wird, es sei denn, die Situation um den Iran eskaliert weiter.

Damit bleibt die weitere Preisentwicklung unsi-cher. 2011 wurde an den Handelsmärkten mehr für Erdgas bezahlt als 2010. Der Terminmarkt lässt im kommenden Jahr keinen großen Preis-anstieg erwarten. Wenn die Konjunktur tatsäch-lich lahmen sollte, dann wird es eher zu einem Preisrückgang kommen.

Liquidität im Handelsmarkt

Im kurzfristigen Markt hat sich die Liquidität in Deutschland sehr gut entwickelt. Abb. 12 zeigt

am Gaspool VP lässt sich seit Oktober 2011 eine Belebung feststellen. Kein Händler beschwert sich über diese Entwicklung, alle schätzen sie als gut ein. Getragen wird die Liquidität auf der Nachfrageseite von einer zunehmenden Portfolio-Optimierung. Auf der Angebotssei-te sind es nicht zuletzt die Banken, die den Markt stützen.

Abb. 13 enthält die Preisunterschiede zwischen dem NCG VP und der TTF einerseits sowie Gas-pool VP und NCG VP andererseits.

Abb. 12: Tägliche Han-delsmengen im Day-Ahead an der TTF, dem NCG VP und Gaspool VP (Quelle: London Energy Brooker Association (LEBA))

NCG VP TTFGaspool VP

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die wichtigsten Ereignisse des Gasjahres 2012 kompetent und detailliert für Sie

Als Highlights des Jahresreports erwarten den Leser eine Analyse der Ereignisse im Februar 2012 und ein ausführliches Interview mit Dr. Hans-Martin Huber-Ditzel, Vorstand der Enovos Deutschland AG und

von 26,00-28,00 Euro/MWh hin und her, teilweise getrieben durch Positionen von Händlern, teilweise – wie im August – durch die




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von 26,00-28,00 Euro/MWh hin und her, teilweise getrieben durch Positionen von Händlern, teilweise – wie im August – durch die lern, teilweise – wie im August – durch die Ankündigungen aus Katar. Je stärker sich aber die Euro-Krise zuspitzte, desto mehr übernahmen die Bären das Kommando. Die 26,00-Euro/MWh-Marke wurde erst vereinzelt getestet, im November wurde sie dann unterschritten. Die Erwartungen der Marktteilnehmer schwanken zwischen einem stabilen Preistrend von 26,00 Euro/MWh bis zum Jahresende und einem weiteren Rückgang. Bullish ist zurzeit niemand.

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Das Erdgasjahr 2012 im Rückblick

Dr. Heiko Lohmann

JAHRESREPORT GAS

Das Erdgasjahr 2012 im Rückblick

3Ausgabe 2|13

Interview mit Markus Radmacher . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

Rahmenbedingungen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

Marktentwicklung . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

Marktstruktur . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

Personal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

Marktgerüchte . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 24

Interview with Markus Radmacher . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

Framework Conditions . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 28

Market Development . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

Market Structure. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

Personnel . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

Market Rumours . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

Inhalt dieser Ausgabe / Table of contents

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ener|gate Gasmarkt

1. astora: Interview mit Markus RadmacherSpeicherbetreiber sind in keiner einfachen Si-tuation. Der Markt ist von einem Überangebot gekennzeichnet, die Vermarktung ist schwierig. Hinzu kommen für einige Betreiber eine unbe-friedigende Netzanschlusssituation und nur be-grenzt verfügbare feste, frei zuordenbare Trans-portkapazitäten. Betroffen ist davon auch der Speicherbetreiber astora. ener|gate Gasmarkt hat mit Markus Radmacher, Fachbereichsleiter Ver-marktung Speicherkapazitäten bei astora, über diese Themen gesprochen.

ener|gate Gasmarkt: Herr Radmacher, wie sind die Geschäftszahlen von astora, wie hoch ist der Umsatz, der Gewinn, wie viele Kunden hat das Unternehmen?

Radmacher: Geschäftszahlen veröffentlichen wir nicht, aber die Anzahl der Kunden kann ich Ihnen sagen. Wir haben – Stand heute – 14 Kunden.

ener|gate Gasmarkt: War 2012 mit der Änderung des Namens von WINGAS in astora auch eine Änderung der Philosophie oder der Geschäfts-strategie verbunden?

Radmacher: Ja und nein. Grundsätzlich haben wir auch schon als entflochtener Speicherbereich innerhalb der WINGAS weitgehend eigenständig agiert. Aber wir wollten in der Tat mit dem neu-en Namen auch unterstreichen, dass wir unab-hängig und eigenverantwortlich handeln.

ener|gate Gasmarkt: Das heißt, Sie verstehen sich als unabhängiger Speicherbetreiber?

Radmacher: Absolut, wir sind weit davon ent-fernt, Speicher für den Eigenbedarf zu entwickeln, zu betreiben und zu vermarkten. Wir bieten unse-re verfügbaren Kapazitäten schon lange am Markt an. Das unterstreicht auch die Kundenzahl.

ener|gate Gasmarkt: Derzeit sind Wintershall und Gazprom über WINGAS indirekt Gesell-schafter von astora, die Wintershall gibt den An-teil an Gazprom ab. Welche Auswirkungen auf das Unternehmen erwarten Sie?

Radmacher: Dazu können wir derzeit noch nichts sagen. Es gibt bisher keinerlei Pläne. Zu-dem stehen noch Entscheidungen von Behörden aus. Aber ich gehe davon aus, dass es für uns eine positive Entwicklung geben wird.

ener|gate Gasmarkt: Für alle Speicher werden auf ihrer Internetseite fast ausschließlich rote beziehungsweise gelbe Ampeln gezeigt. Das heißt, mehr als 90 Prozent der festen Kapazität sind vermarktet. Welche Kapazitäten müssen Sie überhaupt für die kommenden Speicherjahre vermarkten?

Radmacher: Ganz kurzfristig gibt es nur für den Speicher Haidach nennenswerte verfügbare Ka-pazitäten. Zum 1. April vermarkten wir in einem Auktionsverfahren rund 170 Mio. Kubikmeter Arbeitsgasvolumen.

ener|gate Gasmarkt: Wie ist die Vermarktungs-situation in Jemgum, auch da gibt es eine gelbe Ampel?

Radmacher: In Jemgum sind wir bis 2018 kom-plett ausgebucht.

ener|gate Gasmarkt: Warum dann gelb und nicht rot?

Radmacher: Wir wissen noch nicht endgültig, wie groß der Speicher im Endausbau sein wird. Dies wird erst 2017 feststehen, nachdem die letz-te Kaverne gesolt ist. Sollte der Speicher größer werden als derzeit geplant, werden wir auch wieder kurzfristig aktiv vermarkten.

ener|gate Gasmarkt: Die gute Vermarktung in Jemgum überrascht, hat WINGAS dort komplett gebucht?

Radmacher: Nein, es sind sechs Kunden, die je-weils nennenswerte Kapazitäten gebucht haben. Als wir im Jahr 2009 die Kapazitäten angeboten haben, kamen unsere einfachen und innovati-ven Produkte offenbar gut bei den Kunden an. Insbesondere die hohe Verfügbarkeit (konstante Kennlinie), das All-inclusive-Tarifmodell und die Anbindung an zwei Marktgebiete deckten sich mit den Kundenwünschen.

ener|gate Gasmarkt: Wie sieht es in Rehden aus?

Radmacher: Da sind wir langfristig ausgebucht. Wir haben dort einen Kunden, der noch Verträge mit einer langen Laufzeit hat.

ener|gate Gasmarkt: Bisher ist die Produkt- und Preispalette bei astora verglichen mit anderen

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Ausgabe 2|13

Anbietern eher schlank. Wird es Neuerungen ge-ben, wenn ja welche?

Radmacher: Wir denken ständig über neue Produkte nach, sehen aber momentan nicht die Notwendigkeit für Änderungen. Unsere Kunden sind mit dem Angebot sehr zufrieden. Das Pro-blem ist nur die Höhe des Entgeltes. Deshalb vermarkten wir freie Kapazitäten über Auktio-nen, weil wir derzeit die Standardentgelte nicht erzielen können. Wir haben zu Produkten noch mehrere Ideen in der Pipeline, aber da geht es mehr um Dinge wie eine Optimierung von Fahrweisemöglichkeiten oder die Erhöhung des Kundennutzens.

ener|gate Gasmarkt: Wie sieht es mit Indexierun-gen von Preisen an den Sommer-Winter-Spreads aus, die mittlerweile viele Betreiber anbieten?

Radmacher: Auch dafür sehen wir eigentlich kei-nen Bedarf. Wenn wir schon den Spread in das Produkt einbauen, dann bleiben für einen Händ-ler weniger Optimierungsmöglichkeiten. Unsere Kunden wollen nicht unbedingt eine Marktpreis-indexierung. Wir haben für die aktuelle Aukti-on noch einmal explizit die Kunden nach dem Bedarf für ein Indexprodukt gefragt – dieser war nicht vorhanden.

ener|gate Gasmarkt: Sie sprechen von einer Auk-tion, aber haben wie auch 2012 wieder das Chif-freverfahren gewählt. Warum führen Sie nicht eine transparente echte Auktion durch?

Radmacher: Zum einen wollen wir keinen Mindestpreis nennen. Wir wollen uns auch vorbehalten, Kapazitäten nicht zu vergeben. Jedoch ist viel wichtiger, dass auch unsere Kunden das Chiffreverfahren bevorzugen, weil sie nicht daran interessiert sind, dass Preise bekannt werden.

ener|gate Gasmarkt: Kommen wir zur Transport-situation. Bei welchem Speicher bestehen Prob-leme mit Transportkapazitäten?

Radmacher: Vor allem beim Speicher Haidach. Dort gibt es keine festen Transportkapazitäten, was die Vermarktung nicht einfach macht. In Jemgum ist die Anbindung an die Niederlande optimal, dank der Open Season von Gastransport Services gibt es feste, frei zuordenbare Transport-kapazitäten. In das Gaspool-Marktgebiet gibt es nur unterbrechbare Kapazitäten.

ener|gate Gasmarkt: Wie bewerten Sie die aktu-elle Diskussion zur Speicheranbindung im Rah-men der Netzentwicklungsplanung?

Radmacher: Das ganze Verfahren ist unbefrie-digend. Aus unserer Sicht besteht für die zwei-te Ausbaustufe in Haidach ein klarer Rechts-anspruch auf eine Anbindung mit festen, frei zuordenbaren Kapazitäten. Deshalb haben wir ein Missbrauchsverfahren bei der BNetzA gegen Open Grid Europe (OGE) eingeleitet.

ener|gate Gasmarkt: Nur noch einmal zur Klar-stellung: Sie haben bei der BNetzA ein formales Missbrauchsverfahren gegen OGE eingeleitet?

Radmacher: Ganz genau!

ener|gate Gasmarkt: Was halten Sie von dem Kon-zept der temperaturabhängigen Kapazitäten (TaK)?

Radmacher: Darüber kann man reden, aber die derzeit von den Netzbetreibern vorgeschlagene Ausgestaltung ist absolut ungenügend.

ener|gate Gasmarkt: Warum?

Radmacher: Sie ist für Speicherbetreiber in ei-nem liberalisierten Markt nicht praktikabel!

ener|gate Gasmarkt: Wie müsste es aus Ihrer Sicht ausgestaltet sein?

Radmacher: Es gibt Speicherkunden, die orien-tieren ihre Speichernutzung an der Temperatur, aber es gibt auch Kunden, die dies nicht tun. Das heißt, man muss die Kapazitäten in einen Teil aufteilen, der temperaturunabhängig fest, frei zuordenbar genutzt werden kann und einen Teil, bei dem temperaturabhängige Restriktionen möglich sind. Die Aufteilung muss man eben er-mitteln, dies fehlt.

ener|gate Gasmarkt: Für den temperaturabhängi-gen Teil könnte man mit der TaK, so wie sie im Szenariorahmen beschrieben ist, leben?

Radmacher: Nein, nicht mit dem vorgeschla-genen System, da müsste man noch viele An-passungen vornehmen. So sind unter anderem die gewählten Temperaturbereiche aus meiner Sicht willkürlich. Zum Beispiel ändert sich der Ausspeicherbedarf laut Szenariorahmen um 35 Prozent bei einem Grad Celsius Tempera-turunterschied.

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ener|gate Gasmarkt

ener|gate Gasmarkt: Speicher wird derzeit für rund 2,00 bis 2,50 Euro/MWh angeboten, die meisten Marktteilnehmer argumentieren, es gebe ein Überangebot. Sehen Sie dies auch so?

Radmacher: Zumindest wird der physischen Fle-xibilitätsquelle Speicher kein angemessener Wert beigemessen.

ener|gate Gasmarkt: Ändert sich die Angebots-Nachfrage-Situation in den kommenden fünf Jahren, welchen Entwicklungspfad hält astora für wahrscheinlich?

Radmacher: Wir glauben, dass es sich ändert, über den Verlauf wage ich keine Aussage. Aber Speicher ist die einzige physische Quelle für Flexibilität und ein Garant für Versorgungs-sicherheit. Derzeit besteht der Eindruck, der Spotmarkt schaffe Flexibilität, aber auch da steht Physik dahinter. Irgendwann wird begrif-fen werden, dass Versorgungssicherheit und Flexibilität einen Preis haben. Wenn es so wei-ter geht wie derzeit, werden die ersten – vor allem kleineren – Speicherbetreiber vom Markt verschwinden.

ener|gate Gasmarkt: Aber die aktuelle Marktsitu-ation mit kaltem Wetter und geringen Preisaus-schlägen zeigt doch, dass es funktioniert? (Das Interview wurde am 21. Januar geführt.)

Radmacher: Ja, weil wir Kapazitäten zu Preisen vermarkten müssen, die nicht optimal sind. Das halten viele nicht durch, möglicherweise mit fi-nanziellen Folgen. Wenn die ersten Speicher den

Betrieb einstellen müssen, wird man merken, dass es so nicht funktioniert.

ener|gate Gasmarkt: Sind denn 2,00 oder 2,50 Euro/MWh derzeit die Preisuntergrenze?

Radmacher: Wir gehen davon aus, bei der Auk-tion jetzt mehr zu erzielen. Bei der letzten Auk-tion Anfang 2012 haben wir einen deutlich höhe-ren Preis erzielt.

ener|gate Gasmarkt: Da der Markt Versorgungs-sicherheit nicht honoriert, sollte es eine staatlich verordnete Pflicht für Marktteilnehmer geben, Speicher aus Versorgungssicherheitsgründen zu buchen?

Radmacher: Ich will eine solche Diskussion nicht ausschließen und sehe durchaus Argumente für eine solche Pflicht. Derzeit gibt es die Diskussion auf politischer Ebene nicht, aber wir merken, dass im Bundeswirtschaftsministerium die Entwick-lung im Speichermarkt kritisch gesehen wird.

ener|gate Gasmarkt: Ist eine neue Nachfrage zur Speicherung von Synthesegas (Power-to-Gas) ein zukünftiges Geschäftsfeld?

Radmacher: Das ist eine gehörige Portion Vision. In den nächsten fünf Jahren wird dies nicht rele-vant sein, aber danach hat es hoffentlich Poten-zial. Wir verfolgen dies positiv und beschäftigen uns damit, allerdings eher auf kleiner Flamme.

ener|gate Gasmarkt: Herr Radmacher, vielen Dank für das Gespräch.

Rahmenbedingungen

7Ausgabe 2|13

2.1 Erneuerbare-Energien-Wärme- gesetz (EEWärmeG)

Fast schon erstaunlich, dass der Erfahrungsbe-richt zum Erneuerbare-Energien-Wärmegesetz (EEWärmeG) überhaupt noch veröffentlicht wur-de. Der Entwurf wurde über Monate zwischen dem Wirtschafts- und dem Umweltministerium hin- und hergeschoben. Aber seit dem 19. De-zember ist die finale Version auf der Internetseite des zuständigen Umweltministeriums verfügbar. In der Ressortabstimmung wurden dem Entwurf vom Juli aber alle Zähne gezogen (ener|gate Gas-markt 10/12). Der finale Bericht enthält im Grun-de keine einzige konkrete Aussage zur Weiterent-wicklung des EEWärmeG mehr:

• Die Formulierung von Zielen, die über einen Anteil von 14 Prozent erneuerbarer Energien an der Wärmeerzeugung hinausgehen: gestrichen.

• Die Forderung im Rahmen des Marktanreizpro-gramms pro Jahr mindestens 500 bis 800 Mio. Euro zur Verfügung zu stellen: relativiert. (Der Bundestag solle sicherstellen, dass Förderung auf dem bisherigen Niveau fortgeführt wird.)

• Die Ausgestaltung einer Ausdehnung des EE-WärmeG auf den Wohnungsbestand: relati-viert. (Eine abschließende Empfehlung für be-stimmte Handlungsoptionen könne noch nicht ausgesprochen werden.)

Beim letzten Punkt fällt auch die veränderte Bewertung des EEWärmeG des Landes Baden-Württemberg auf. Im Entwurf vom Juli heißt es noch, eine moderate Pflicht zur Nutzung erneu-erbarer Energien bei einem Heizkesselaustausch im Bestand mit einer finanziellen Unterstützung („Fördern und Fordern“) werde durch positi-ve Aussagen im Erfahrungsbericht des Landes Baden-Württemberg gestützt. In der Endfassung schreibt das BMU zu dem Landesbericht, er zei-ge Vor- und Nachteile der gesetzlichen Regelung sowie die unterschiedliche Resonanz. Die Fra-ge, ob die Regelung in Baden-Württemberg zu einem Rückgang der Modernisierungsrate führe, müsse noch geprüft werden. Eine Idee für die Er-weiterung des EEWärmeG, die im vergangenen Jahr für eine gewisse Aufregung auch in der Gas-wirtschaft gesorgt hat, ist weiter in dem Bericht enthalten. Im Rahmen eines Portfoliomodells könnten Anbieter fossiler Energien (also auch

Erdgasanbieter) verpflichtet werden, einen Min-destanteil erneuerbarer Energien in den Markt zu bringen. Sie könnten diese Quote von Dritten kaufen und die Kosten über die Erdgaspreise auf alle Kunden verteilen.

Konkret zur Nutzung von Erdgas mit einem An-teil von Biomethan in Brennwertkesseln im Rah-men des EEWärmeG - die Dauerforderung der Branche - enthält aber auch die Endfassung des Berichts keine Empfehlung, dies in Zukunft zu ermöglichen. Allein die heftigen Formulierun-gen, mit denen diese verstärkte Nutzung von Biomethan in der Entwurfsfassung abgelehnt wurde (ener|gate Gasmarkt 10/12), sind nicht mehr enthalten.

Ein Marktbeobachter meinte dazu, der Bericht sei letzten Endes von der Angst vor steigenden Mieten geprägt. Zu einer Novelle des EEWärmeG wird es aber in dieser Legislaturperiode ohnehin nicht mehr kommen.

2.2 Anreizregulierungsverordnung

Schon im vergangenen Jahr hatte ener|gate Gas-markt über Arbeiten im Bundeswirtschaftsminis-terium (BMWi) zur Änderung der Anreizregulie-rungsverordnung (ARegV) berichtet (ener|gate Gasmarkt 09/12). Damals wurde Ende des ver-gangenen Jahres als geplanter Termin genannt. Jetzt schreiben wir das Jahr 2013 und bisher ist nichts passiert. Aber im BMWi wird weiter an dem Thema gearbeitet, sagen verschiedene Quellen. Auch die BDEW-Hauptgeschäftsführe-rin, Hildegard Müller, nannte bei einer Presse-konferenz des Verbandes zum Jahresanfang die Novelle der ARegV als ein Vorhaben, das noch auf der politischen Agenda bis zur Bundestags-wahl steht. Eines der Ziele der Novelle sei die Verbesserung der Investitionsbedingungen für Verteilnetzbetreiber. Der Vorschlag aus dem so-genannten „Schäfer-Papier“, über das ener|gate Gasmarkt im September des vergangenen Jah-res berichtet hat, soll aber keine Rolle spielen. Wenn, wird es Anpassungen im Rahmen der be-stehenden Regelungen geben. Die Fernleitungs-netzbetreiber versuchen bei einer Novelle noch die folgenden Themen unterzubringen, um zu gewährleisten, „dass die vorgegebene Rendite erreicht wird“, wie es in einem Papier der Fern-leitungsnetzbetreiber heißt:

2. Rahmenbedingungen

Rahmenbedingungen

8 ener|gate Gasmarkt

• Anerkennung von Investitionen in die Versor-gungssicherheit. Derzeit können nur Investi-tionen in die Erweiterung und Umstrukturie-rung des Netzes genehmigt werden.

• Verlängerung der Genehmigungsdauer für Investitionen, die aufgrund des Netzentwick-lungsplanes (NEP) getätigt werden, auf zehn Jahre. Damit soll verhindert werden, dass nach fünf Jahren durch solche Investitionen der Effi-zienzfaktor sinkt.

• Verkürzung der Abschreibungsdauer auf 20 Jahre für Leitungen beziehungsweise 15 Jah-re für Verdichter. Angesichts des Energiewen-dekonzeptes der Bundesregierung stellen die Netzbetreiber infrage, ob am hinteren Ende der derzeit üblichen Abschreibungsdauern von bis zu 55 Jahren die Anlagen überhaupt noch genutzt werden.

• Möglichkeit der Gewinnerzielung durch Dienst-leistungen für Dritte und Möglichkeiten einer Beteiligung von Dritten an Investitionen (Pro-jektfinanzierung) durch ein Betriebsführungs-entgelt. Dies sollen Netzbetreiber erhalten, wenn sie Netze betreiben, in die andere Unter-nehmen investiert haben.

Gascade Geschäftsführer Christoph von dem Bussche sagte in einem Gespräch, vor allem die Verpflichtung zu Investitionen aus dem NEP, die sich nachteilig auf den Effizienzfaktor auswir-ken, bereiteten ihm Sorge. Der Faktor wird der-zeit aus dem Rohrvolumen, den durch das Netz aufgespannten Fläche sowie der Zahl der Aus-speisepunkte ermittelt. Investitionen, die weder die Fläche noch die Zahl der Ausspeisepunkte oder das Rohrvolumen verändern, verschlech-tern den Effizienzfaktor und damit die finanziel-le Position der Transportnetzbetreiber.

Marktentwicklung

9Ausgabe 2|13

3. Marktentwicklung3.1 Neue Abschlüsse

3.1.1 Secura Energie

Eher ein Nicht-Abschluss: Nach einem Bericht der Schwesterpublikation von ener|gate Gasmarkt „ener|gate Messenger“ hat der Vertriebsvorstand der Mannheimer MVV Energie, Matthias Brück-mann, vor Journalisten erklärt, die Direktver-triebsmarke Secura Energie werde nicht mehr aktiv beworben. Mit der Marke bietet MVV bun-desweit Strom und Erdgas für Haushaltskunden an. Kundenzahlen sind nicht bekannt, aber laut Brückmann wurden Kundenverluste im Heimat-markt mehr als kompensiert. Im Haushaltskun-denmarkt herrsche aber „ruinöser Wettbewerb“, an dem sich MVV nicht beteiligen wolle. Deshalb sei es nicht mehr Ziel, neue Kunden zu gewinnen.

3.1.2 Energiehaus Dresden

Mit dem Energiehaus Dresden ist ein weiterer Anbieter jetzt bundesweit auch im Erdgasmarkt unterwegs. Bisher hat sich die Genossenschaft auf die Belieferung von Kunden in den ostdeut-schen Bundesländern konzentriert.

3.2 Marktliquidität und Preise

3.2.1 VEA Abschlüsse und Preisinformationen

Der Bundesverband der Energieabnehmer (VEA) hat im Januar folgende Abschlüsse für Industrie-kunden veröffentlicht:

Diese Vertragsabschlüsse stellen nur eine Mo-mentaufnahme dar. Die Preise können sich ent-weder durch Verhandlungen mit dem bisherigen Lieferanten oder durch den Wechsel zu einem anderen Anbieter ergeben. Die Zahl der Anbie-terwechsel hat mittlerweile deutlich zugenom-men. Zudem werden eigentlich nur noch Fest-preise abgeschlossen.

Anbei der Überblick des VEA über Marktpreisin-dikationen für verschiedene Abnahmefälle. Dar-gestellt werden Festpreise für zwölf Monate, die sich bei Lieferbeginn im kommenden Quartal im Rahmen von Ausschreibungen erzielen lassen. Die Abschätzung basiert auf den Marktpreisen an den Handelspunkten, Netzentgelten und den Erfahrungen des VEA mit der Wettbewerbssitua-tion. Regional wird nur noch zwischen alten und neuen Bundesländern unterschieden. Tabelle 1 zeigt die aktuellen Abschätzungen.

Gegenüber dem Vormonat sind die Preise in den

Branche:Verarbeitung von Steinen und Erden

Bundesland: Niedersachsen

Jährliche Menge: 15.000.000 kWh

Benutzungsdauer: 5.000 h/a

Marktgebiet: Gaspool (L-Gas)

Durchschnittlicher Preis (ohne Est.):

3,37 ct/kWh

Preisstand: Festpreis

Lieferbeginn: 01.04.2013

Laufzeit: 21 Monate

Branche: Metallindustrie

Bundesland: Hessen

Jährliche Menge: 1.500.000 kWh

Benutzungsdauer: 2.500 h/a

Marktgebiet: NCG (H-Gas)

Durchschnittlicher Preis (ohne Est.):

3,75 ct/kWh

Preisstand: Festpreis

Lieferbeginn: 01.10.2013

Laufzeit: 12 Monate

Alte Bundesländer

Neue Bundesländer

ct/kWh (ohne Erdgassteuer und USt.) von bis von bis

50 Mio. kWh 5.000 h/a 3,1 3,5 3,2 3,4

20 Mio. kWh 4.000 h/a 3,3 3,7 3,3 3,7

10 Mio. kWh 4.000 h/a 3,3 3,9 3,4 3,8

10 Mio. kWh 3.150 h/a 3,4 4,0 3,5 3,9

5 Mio. kWh 4.000 h/a 3,5 4,0 3,6 4,0

5 Mio. kWh 2.000 h/a 3,7 4,5 3,8 4,4

1,5 Mio. kWh 3.150 h/a 3,6 4,2 3,7 4,2

1,5 Mio. kWh 2.000 h/a 3,8 4,7 4,0 4,5

Tab. 1: Preise für Indust-riekunden (Quelle: VEA, Stand 14.01.2013)

Marktentwicklung


meisten Fällen unverändert, in einigen Fällen um 0,1 ct/kWh gestiegen.

3.2.2 Gashandel

3.2.2.1 Preisentwicklung

Im Grunde war die Preisentwicklung im Prompt im Januar irritierend. Zumindest zeitweise war es sehr kalt, aber der Day-Ahead-Preis bewegte sich – wie Grafik 1 zeigt – in einer engen Band-breite. Anfang Dezember hatte kaltes Wetter noch für Preise von rund 28,50 Euro/MWh ge-sorgt, im Januar wurden trotz zeitweisen Dau-erfrostes in Nordwesteuropa die 28 Euro/MWh nicht erreicht. Zudem führte jeder kleine Peak gleich zu einer Gegenbewegung. „Die Händler merken, dass selbst niedrige Temperaturen kein Problem für die Versorgung darstellen, sie nut-zen dann jede Preissteigerung gleich zur Aus-speicherung“, meinte ein Händler. Dazu kam, dass für Ende Januar wieder wärmeres Wetter angesagt war, dadurch sind die Preise weiter unter Druck geraten. Angesichts der sehr festen Preise im Herbst ist die Entwicklung durchaus überraschend, sie zeigt aber die gute Versorgung trotz asiatischer Nachfrage sowie eher geringen LNG-Lieferungen und fehlende Bereitschaft, noch Risikoprämien zu zahlen. Doch die nächs-te Überraschung kommt bestimmt. Was meinte ein Händler: „Ich versuche gar nicht mehr, die Preisentwicklung zu verstehen.“

Im Terminhandel waren die Preise auf Talfahrt, ohne dass es große Impulse gab. Für Diskus-sionen sorgte eher der sehr starke Preisverfall in den allerletzten Tagen des Jahres 2012. Der

wurde aber Anfang des Jahres wieder aufge-holt. Grundsätzlich ist der Markt eher bearish. Die Nachfrage in Teilen Europas ist schwach, zur Stromerzeugung in Nordwesteuropa gibt es sie kaum. Der Nachfragedruck aus Asien hat eher etwas nachgelassen und der Markt scheint sich schon auf zusätzliches Angebot aus Australien und erste Exporte aus den USA einzustellen. Cal 15 und Cal 16 notieren je-weils niedriger als Cal 14.

Grafik 1 zeigt die Entwicklung der Preise für den Day Ahead und Cal 14.

Der Preis für Sommer 13 ging im Verlauf des Ja-nuars von 26,30 auf 25,60 Euro/MWh zurück, für Winter 13 von 28,45 auf 27,50 Euro/MWh. Damit sank der Somer-Winter-Spread im Verlauf des Monats unter 2,00 Euro/MWh.

3.2.2.2 Volumen und Preisspreads

Im Kurzfristhandel stiegen die Mengen am NCG VP im Januar weiter an. Gehandelt wurden im Durchschnitt täglich 28.800 MW, nach 26.700 MW im November. Am Gaspool VP stieg die Menge noch stärker von 13.500 MW auf 17.400 MW. Am NCG VP stieg die Preisdifferenz zum-rTTF an den ersten Januartagen deutlich auf 0,50 Euro/MWh. Nach einem Rückgang er-reichte sie auch in der zweiten Monatshälfte teilweise ein ähnliches Niveau. Wenn ausge-hend von Großbritannien der Day-Ahead-Preis sinkt, bleibt häufig der Preis am NCG VP auf dem höheren Niveau, eine mögliche Erklärung. Im Januar war bei fallenden Preisen der Spread tendenziell höher. Aber auch der Startpreis in Höhe des regulierten Entgeltes statt null bei der Day-Ahead-Auktion könnte, so Händler, ein Grund für den größeren Preisunterschied sein. Der Day-Ahead-Preis am Gaspool VP bewegte sich auf dem Preis für den NCG VP, eigentlich ein Argument gegen das Transportpreisargu-ment.

Die Mengen im Kurzfristhandel an der EEX für die drei Handelsplätze NCG, Gaspool und TTF sind in Tabelle 2 auf Seite 11 dargestellt.

Euro/MWh

27,80

27,60

27,40

27,20

27,00

26,80

26,60

26,40

26,20

26,00

25,80

02.01.2013 10.01.2013 18.01.2013

Day Ahead Cal 14

Grafik 1: Preisentwick-lung Day Ahead und Cal 14 am NCG VP (Quelle: ener|gate Preisdaten)

Marktentwicklung

11Ausgabe 2|13

Die Handelsmengen im Spotmarkt sind an der EEX massiv angestiegen. Der Handel mit Rege-lenergie kann nur einen Teil erklären. Am Gas-pool VP ist an rund einem Drittel der Menge für Tagesprodukte der Marktgebietsbetreiber als Handelspartner beteiligt. Am NCG VP macht Regelenergie nur einen kleinen Teil des Han-dels mit den Tagesprodukten aus. Lediglich an der TTF dient der Handel mit Tagesprodukten vollständig der Abdeckung des Regelenergie-bedarfs für L-Gas im NCG-Marktgebiet. Aber auch Within Day wird nicht nur Regelenergie gehandelt. Erstaunlich vor allem die Within-Day-Volumen am Gaspool VP, wo bisher kaum Within-Day-Handel stattfand.

Tabelle 3 zeigt die Mengen im Terminhandel.

Nach wie vor ist der Handel eher unregelmäßig.

3.2.3 Energieprognosen

Die jährlichen Energieprognosen von Exxon-Mobil und BP haben mittlerweile schon Tradi-tion (siehe ener|gate Gasmarkt 02/12, wo sie

irrtümlich als Szenarien bezeichnet wurden). BP erstellt die Prognose aber erst zum dritten Mal. ExxonMobils im Dezember veröffentlichte Studie schaut bis ins Jahr 2040, BPs im Januar präsentierte Vorhersage bis zum Jahr 2030. Die beiden Studien kommen zu ähnlichen Ergebnis-sen und liegen zudem auf der Linie des von der IEA im November vorgestellten World Energy Outlook (ener|gate Gasmarkt 12/12). Die Nach-frage nach Energie wird global vor allem in den Nicht-OECD-Staaten deutlich zunehmen, aber dank des zunehmenden Angebotes von Öl und Erdgas aus nicht konventionellen Lagerstätten kann dieses Angebot befriedigt werden. Zudem sorgt eine steigende Effizienz beim Einsatz von Energie für eine gewisse Entlastung auf der Nachfrageseite. Unter Umweltgesichtspunkten sind dies nur sehr bedingt gute Nachrichten, Die CO

2-Emissionen werden zunehmen und deutlich über den wissenschaftlich als kritisch angesehenen Wert von 450 ppm (Zwei-Grad-Ziel) steigen, so die Aussage bei BP. Gemäß der Exxon-Prognose soll aber 2030 der Höhepunkt erreicht werden. Danach erwartet Exxon einen Rückgang der Emissionen. Beide Studien enthal-ten zudem ein implizites Ergebnis: Der Versuch, erneuerbare Energien zum Beispiel im Rahmen der deutschen Energiewende zur CO2-Vermei-dung durchzusetzen, wird ökonomisch nicht länger durch steigende Preise für fossile Ener-gieträger unterstützt. „Preise für Erdgas und Erdöl können auch wieder sinken“, sagte zum Beispiel Michael Schmidt, Vorsitzender des Vor-stands von BP Europa, auf der „Handelsblatt“-Jahrestagung Energiewirtschaft. Für Erdgas sind die Highlights der Studien wie folgt:

01.01. – 27.01.2013 MW/MWh AnzahlMW/MWh %Veränderung

Vormonat

Anzahl %Veränderung

Vormonat

NCG

10 MW (MW) 69.450 1.219 51,1 % 23,0 %

1 MW (MW) 4.860 609 122,1 % 21,6 %

Within Day (MWh) 532.216 476 17,2 % -28,0 %

Gaspool

10 MW (MW) 75.590 1.156 190,3 % 95,6 %

1 MW (MW) 2.267 510 63,9 % 29,1 %

Within Day (MWh) 101.576 135 1.115,2 % 275,0 %

TTF

10 MW (MW) 38.730 536 366,1 % 197,8 %

1 MW (MW) 8.186 196 5.506,8 % 880,0 %

Within Day (MWh) 714.698 836 33,9 % 0,8 %

Tab. 2: Spothandel an der EEX (Quelle: EEX)

01.01. – 25.01.2013

MWDavon

Clearing MW

MW Handel gesamt % Änderung Vormonat

Monate 1.280 10 161,2 %

Quartale 40 0 -93,4 %

Seasons 190 72,7 %

Cal 60 20,0 %

Tab. 3: Terminhandel an der EEX (Quelle: EEX)

Marktentwicklung


• Erdgas wird die fossile Energie mit der höchs-ten Wachstumsrate bei der Nachfrage (BP: rund zwei Prozent pro Jahr bis 2030).

• Die zusätzliche Nachfrage kommt vor allem aus der Stromerzeugung (Exxon: 2040 liegt der Anteil am globalen Stromerzeugungsportfolio bei 30 Prozent, verglichen mit heute gut 20 Pro-zent).

• Aber auch im Industriesektor soll die Nachfra-ge nach Erdgas zunehmen, Exxon prognosti-ziert – anders als BP – zudem einen Zuwachs im Haushaltssektor. Beide Unternehmen sind sich einig, dass die Zuwachsraten im Verkehrs-sektor am höchsten sein werden, vor allem da LNG im Bereich des Schiffs- und Schwergut-verkehrs eine größere Rolle spielen wird. Aber der Anteil von Erdgas im Verkehrssektor, und damit auch der Gesamtabsatz, bleibt gering.

• Auf der Angebotsseite ändert sich an der mitt-lerweile fast gängigen Prognose wenig. Dank der Ressourcen und der Produktion von Erd-gas aus unkonventionellen Lagerstätten ist die Deckung des Bedarfs möglich. Da Ange-bot und Nachfrage regional eher weiter ausei-nanderfallen, steigt der Transport und Handel über LNG.

• BP erwartet allerdings, dass nicht nur durch die Förderung von Shale-Gas das Angebot steigt. Mengenmäßig hat die zusätzliche Pro-duktion von Erdgas aus konventionellen La-gerstätten in Staaten außerhalb der OECD (vor allem Mittlerer Osten, Afrika, Russland) eine größere Bedeutung. Bis 2030 erwartet BP einen Zuwachs von 54 Bcf/d (1,5 Mrd. m3/Tag) in der Gasproduktion aus Shale-Gas (OECD und Nicht-OECD) und von 84 Bcf/d (2,3 Mrd. m3/Tag) an zusätzlicher Produktion aus konventi-onellen Lagerstätten in Nicht-OECD-Ländern. BP erwartet, dass Nordamerika auch 2030 noch mit Abstand der führende Shale-Gas-Pro-duzent bleiben wird. China könnte bis dahin eine Shale-Gas-Produktion entwickelt haben, die rund zehn Prozent der nordamerikani-schen Menge erreicht.

3.2.4 Europäische Branchenstimmung

Mal wieder ein Nachtrag. Ende November fand in Wien die European Autumnal Gas Confe-rence (EAGC) statt, neben der Flame das wohl größte europäische Treffen von Entscheidern der Branche. Vielleicht ist es ein Trost für deut-sche Marktteilnehmer, dass die eher depressive Branchenstimmung auf der europäischen Ebe-ne angekommen ist. Der Konferenzveranstalter macht seit Jahren auf der Konferenz kleine Um-fragespiele mit verschiedenen Fragen. Eine der zentralen Erkenntnisse 2012 war die Wahrneh-mung der Bedrohung des Geschäftes durch die sinkende Nachfrage. 2011 hatten die Teilnehmer noch eine breite Brust gezeigt und zu 48 Pro-zent der folgenden Einschätzung zugestimmt: Bis 2020 wird die Gasnachfrage nachhaltig wachsen, da erneuerbare Energien nicht in der Lage sind, den notwendigen Beitrag zur Ener-gieversorgung zu leisten und Kernenergie nach Fukushima ein Auslaufmodell ist. Im November 2012 in Wien wollten nur noch zwölf Prozent diese Aussage unterschreiben. Stattdessen hat-ten Aussagen, die einen dauerhaften Nachfrage-rückgang für Erdgas sehen, Konjunktur.

Die richtige Illustration für den Stimmungswan-del präsentierte Stefan Judisch, der Sprecher der Geschäftsführung von RWE Supply & Trading. (Man ist geneigt zu sagen, wer sonst als Judisch kann auch auf der europäischen Ebene so poin-tiert und provokant zuspitzen?) Er zeigte die als Grafik abgebildete Folie mit der Auslastung von Block F des RWE-Gaskraftwerks Gersteinwerk (Leistung 427 MW, 41 Prozent Wirkungsgrad).

Utilisation of Gersteinwerk – a gas-fired power plant1

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

MW

Utilisation June – July 2009

June 2009 July 20091Block F, 427 MW, thermal efficiency of 41%

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

MW



Sour

ce: R

WE

Supp

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nd T

radi

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Grafik 2: Auslastung des Kraftwerks Gersteinwerk (Quelle: Präsentation von Stefan Judisch, RWE Supply & Trading, auf der EAGC in Wien Ende Nov. 2012. Entnommen aus: GasStrategies View-point. Key messages from 27th EAGC)

Marktentwicklung

13Ausgabe 2|13

Die Folie kursiert mittlerweile. Anschaulicher lässt sich das Problem der Erdgasnachfrage zur Stromerzeugung nicht illustrieren.

3.2.5 Gasabsatz in Deutschland

Zu der von Judisch gezeigten Folie passen auch die Zahlen des BDEW zum Gasabsatz für die Stromerzeugung in den ersten zehn Monaten des Jahres 2012. Für die reine Stromerzeugung sank der Absatz um 26,7 Prozent. Der Absatz für die Erzeugung von Strom und Wärme in Kraftwer-ken sank um 13,9 Prozent.

Der Gesamtabsatz für Erdgas stieg 2012 gegen-über dem Vorjahr um ein Prozent auf 873 TWh.

3.2.6 Preise für Haushaltskunden

Nach Ermittlungen des Verbraucherportals Verivox sind die Preise für Haushaltskunden von Januar 2012 bis Januar 2013 um zwei Prozent gestiegen. Dies gilt für einen Jahresverbrauch von 20.000 kWh. Verivox hat die Steigerung auf der Basis des „Verivox-Verbraucherpreisindex“ ermittelt. Der In-dex berücksichtigt die Preise der Grundversorger sowie der 30 wichtigsten überregionalen Anbieter.

3.2.7 Preise in langfristigen Gaslieferverträgen zwischen Produzenten und europäischen Midstream-Gesellschaften

Gemäß russischen Presseberichten fordern GdF Suez, Econgas sowie Wingas und WIEH eine weitere Anpassung von Vertragskonditionen in Lieferverträgen mit Gazprom. Die Berichte beru-fen sich auf Aussagen des stellvertretenden Gene-raldirektors von Gazprom-Export, Sergej Tschel-panow, vor Pressevertretern. Gemäß diesen Aussagen erfolgen die Forderungen im Rahmen üblicher Verfahren. Tschelpanow hat aber wohl vorgebaut und signalisiert, die Spielräume für Gazprom seien im Grunde nicht gegeben. Nach seinen Angaben sind die Kosten für den Transit von Erdgas bis nach Westeuropa in den ersten neun Monaten des Jahres 2012 um 20 Prozent gestiegen, zudem sei die Marge von Gazprom deutlich gesunken. Keine klare Aussage gab es dazu, ob der Transport durch die Nord Stream für die höheren Transitkosten verantwortlich ist.Die genannten Unternehmen haben Anfang 2012 mit Gazprom eine Preisanpassung vereinbart (ener|gate Gasmarkt 02/12). Einzelheiten wurden damals nicht bekannt, aber nach Einschätzung von Marktteilnehmern blieb die Ölpreisbindung

unangetastet und der Basispreis wurde um rund zehn Prozent abgesenkt. Nach Medienberichten könnte ein Grund für das Begehren der Mid-stream-Gesellschaften sein, dass diese Regelung jetzt ausläuft. Von Wingas hieß es zu dem The-ma nur, man sei kontinuierlich mit allen Produ-zenten im Gespräch, um auf Marktveränderun-gen reagieren zu können.

Ein Marktteilnehmer meinte, bei etlichen Mid-streamgesellschaften seien die Verträge mit Pro-duzenten mittlerweile strukturell verändert. Als ein mögliches Beispiel wird auch die VNG ge-nannt, die, ohne groß darüber zu reden, in Ver-trägen wohl solche strukturellen Anpassungen erreicht habe. Gerade norwegische Produzenten wie Statoil hätten eine strategische Entscheidung getroffen, Gasmarktkonditionen, das heißt eine Bindung an Hub-Notierungen, zu akzeptieren und damit völlig neue Vertragskonstruktionen. Diese ermöglichen Midstreamgesellschaften, Erdgas zu Marktkonditionen im Vertrieb zu ver-kaufen und eine kleine Marge zu realisieren. „Die Margen aus der Vergangenheit wird es aber nie wieder geben“, sagte ein Marktteilnehmer. Auch Verträge von GasTerra seien durchaus markt-gerecht, war zu hören. Aber auch Gazprom sei flexibler als häufig kommuniziert, sei durchaus lösungsorientiert und wolle seine Kunden nicht ausbeuten. „Es ist richtig, Gazprom hält formal an der Ölpreisbindung fest, aber es gibt Lösun-gen, die die Marktpreise reflektieren, so zum Beispiel einen Korridor mit Decke und Boden um die Ölpreisformel“, sagte eine andere Quelle aus dem Umfeld beteiligter Unternehmen. Aber es sei plausibel, dass gerade bei Verträgen mit Gazprom noch die Notwendigkeit bestehe, die Verträge nachzujustieren so eine weitere Quelle.

3.3 Transport

3.3.1 BNetzA-Festlegungsverfahren Lastflusszusagen

Wie schon in der vergangenen Ausgabe erwähnt, hat die Beschlusskammer 9 der BNetzA am 20. Dezember ihre vorläufige Anordnung im Verfah-ren zu Festlegung der Kosten für Lastflusszusa-gen (KOLA) getroffen. Adressaten der Anord-nung sind allein die Fernleitungsnetzbetreiber. Neben der Anerkennung von Lastflusszusagen (LVZ) als volatile Kostenbestandteile wurden un-ter anderem folgende vorläufigen Vorgaben für die Ausschreibung von LVZ gemacht:

Marktentwicklung


• Die Ausschreibung erfolgt durch die jeweiligen Fernleitungsnetzbetreiber. Eine gemeinsame Ausschreibung kann innerhalb eines Marktge-bietes erfolgen. Dazu können die Netzbetreiber den Marktgebietsverantwortlichen beauftragen.

• Anbieten können nicht nur einzelne Marktteil-nehmer sondern auch mehrere Marktteilneh-mer gemeinsam.

• Es erfolgt eine jährliche Ausschreibung für das folgende Kalenderjahr. Die Ausschreibung star-tet am 15. Juni. Es dürfen nur Monatsprodukte ausgeschrieben werden.

• Zusätzlich zur jährlichen Ausschreibung kön-nen kurzfristige Ausschreibungen während des Jahres erfolgen. Dabei dürfen nur Monats- und Tagesprodukte ausgeschrieben werden.

• Die Losgröße beträgt jeweils zehn MW.

• Die Ausschreibung erfolgt auf der Basis eines Leistungs- und Arbeitspreises, der jeweils auch null betragen kann. Die Netzbetreiber erstel-len für den Abruf eine Merit Order der Gebote. Dabei werden beide Preiselemente nach einem vom Netzbetreiber festzulegenden und zu ver-öffentlichenden Verfahren gewichtet.

• Die Netzbetreiber sollen zum 15. August eine anonymisierte Liste der erfolgreichen Angebo-te veröffentlichen.

Vor der finalen vorläufigen Anordnung hatte die BK 9 am 12. November 2012 einen Entwurf ver-öffentlicht (ener|gate Gasmarkt hatte ihn nicht entdeckt), zu dem Marktteilnehmer bis zum 11. Dezember 2012 Stellung beziehen konn-ten. Stellungnahmen haben BDEW, bne, EnBW, Gasunie Deutschland, Initiative Gashandel (Stadtwerke unter der Organisation von Becker Büttner Held), OGE und VIK abgegeben. In eini-gen kleineren Punkten wurde die finale Anord-nung deshalb verändert: In dem Entwurf sollte die Ausschreibung für das Gaswirtschaftsjahr erfolgen, zudem war eine Vorgabe bezüglich des Verfahrens zur Gewichtung von Leistungs- und Arbeitspreis enthalten. Andere wesentliche Punkte in den Stellungnahmen, die nicht direkt umgesetzt wurden, waren:

• Die Frage, ob auch Betreiber von Verteilnetzen Lastflusszusagen benötigen und wie dann das Verhältnis zu Abschaltverträgen ist, die gerade im

Rahmen der Novelle des EnWG („Wintergesetz“) geregelt wurden (ener|gate Gasmarkt 01/13).

• Die Frage, ob ein einheitlicher Ausschrei-bungsbeginn am 15. Juni und eine Vorgabe von Monats- und Tagesprodukten sachgerecht sind. Zu dem Zeitpunkt stehen die internen Bestellungen der Verteilnetzbetreiber noch nicht fest. Potenzielle Anbieter wollen kürzere Vorlaufzeiten. In einigen Stellungnahmen wird argumentiert, es werden auch Produkte mit längerer Laufzeit benötigt. Bei Tagesprodukten wird die Abgrenzung zum Regelenergiemarkt als schwierig angesehen.

• Die Frage, ob denn die von der BNetzA gefor-derte Transparenz ausreichend ist. Dies wird in Stellungnahmen, die nicht von Netzbetrei-bern oder ihrem Verband kommen, teilweise in scharfen Worten verneint. Die zum 15. Au-gust zu veröffentlichende Liste sei nicht aus-reichend. („Der Vorschlag am 15. August (...) kann nicht als ernst gemeinter Versuch der BNetzA gewertet werden, Licht in die seit Jah-ren vorhandene Blackbox der LVZ zu bringen“, schreibt zum Beispiel der VIK.) Gefordert wird eine transparente, zeitnahe Veröffentlichung erfolgreicher Angebote. Dabei sollen Menge, Preise und Laufzeiten von Lastflusszusagen aggregiert je Netzpunkt veröffentlicht werden.

In der endgültigen Entscheidung wird die Be-schlusskammer insbesondere Regelungen zum Verhältnis zwischen LVZ und Regelenergie so-wie für eine effiziente Beschaffung von LVZ treffen. Diese wird wahrscheinlich im Laufe des Jahres erfolgen.

3.3.2 GRTgaz Deutschland

Ab dem 1. Januar 2014 wird GRTgaz Deutsch-land in Gernsheim einen Markgebietsübergang von NetConnect Germany in das Gaspool-Markt-gebiet anbieten. An dem Punkt wird dann eine neue Verbindung zwischen der MEGAL und der von Gascade betriebenen MIDAL fertiggestellt. Gascade wird die MIDAL im südlichen Bereich durch einen Loop zwischen Wirtheim und Reck-rod erweitern und eine Anschlussleitung von der MIDAL nach Gernsheim bauen. Für die 16 Kilo-meter lange Anschlussleitung läuft das Planfest-stellungsverfahren.

Für GRTgaz Deutschland ist der Marktgebiets-übergang ein weiterer Baustein, sich als Fernlei-

Marktentwicklung

15Ausgabe 2|13

tungsnetzbetreiber in Deutschland zu etablieren. Das Unternehmen mit seinen 30 Mitarbeitern be-treibt die MEGAL-Leitung, die sowohl Deutsch-land mit Tschechien, Österreich und Frankreich verbindet, als auch ein Rückgrat im Marktgebiet NCG darstellt. Das Unternehmen hat 25 Trans-portkunden, allein durch die Kapazitätsvergabe über PRISMA wurden zehn neue Kunden gewon-nen. Neben den klassischen festen, frei zuorden-baren Kapazitäten nutzen die Transportkunden die vom Unternehmen angebotenen „dynamisch zuordenbaren Kapazitäten“ (DZK), die einen un-terbrechbaren Zugang zum virtuellen Handels-punkt ermöglichen. Dies wird vom Markt gut an-genommen, da das Risiko einer Unterbrechung zum virtuellen Punkt gering ist und bisher noch keine Unterbrechungen stattfanden.

Voraussichtlich ab 2017 soll es auch physi-sche Transportkapazitäten aus Frankreich nach Deutschland geben. An dem Punkt Medelsheim zeigt sich ein interessantes Problem für die eu-ropäische Integration: In Frankreich findet die Odorierung von Erdgas auf der Hochdruckebe-ne statt, auf der in Deutschland nicht-odoriertes Erdgas transportiert wird. Entweder Frankreich verzichtet zumindest in Teilen des Hochdruck-Systems auf die Odorierung oder das Erdgas muss an der Grenze de-odoriert werden.

3.3.3 Abrechnung Netzkonten

NetConnect Germany und Gaspool haben eine erste Runde monatlicher Netzkontenabrechnun-gen abgeschlossen. Gemäß KoV V müssen alle Netzkonten mit einem Saldo von mehr als zehn Prozent der SLP-Allokation monatlich abgerech-net werden. NCG hat die Konten von 37 der ins-gesamt 501 Netzbetreiber für Oktober 2012 abge-rechnet. Die Summe betrug insgesamt 3,1 Mio. Euro. 228 Netzbetreiber wurden der BNetzA ge-meldet, da der Saldo der Netzkonten mehr als fünf Prozent der SLP-Allokation betrug. Bei ei-nem Saldo von mehr als 50 Prozent müssen die Marktgebietsbetreiber die Namen der entspre-chenden Ausspeisenetzbetreiber veröffentlichen. Dies ist bei NCG für sechs Netzbetreiber erfolgt.

Bei Gaspool sehen die Zahlen wie folgt aus: Für insgesamt 22 Netzbetreiber von rund 350 wurden die Konten abgerechnet, was bei Gaspool zu Ein-nahmen von 2,22 Mio. Euro führte. (Die Zahlung ist aber keine Strafe, sondern nur eine Vorauszah-lung auf die Jahresabrechnung.) Die Namen von sieben Netzbetreibern hat Gaspool veröffentlicht.

Kurzfristig kann NCG aber noch keine Auswir-kung auf den Bedarf an Regelenergie feststellen.

3.3.4 Netzentgelte Gasunie Deutschland

Bei der Veröffentlichung der vorläufigen Entgelte für 2013 im Oktober 2012 hatte Gasunie Deutsch-land noch an unterschiedlichen Einspeiseent-gelten zwischen Grenzübergangspunkten und anderen Netzpunkten (Marktgebietsübertritt von NCG, Speicher und deutsche Produktion) festge-halten (ener|gate Gasmarkt 11/12). Bei den end-gültig seit dem 1. Januar gültigen Entgelten für 2013 sind alle Einspeiseentgelte vereinheitlicht. Für Produzenten oder Gashändler, die an den Grenzübergangspunkten Erdgas einspeisen, sind dies schlechte Nachrichten. Die Einspeiseent-gelte an den Grenzübergangspunkten für H-Gas wie Bunde, Emden und Ellund steigen dadurch um gut 20 Prozent auf 0,7224 ct/kWh/h/d. Ur-sprünglich war an diesen Punkten nur eine ge-ringe Steigerung um drei Prozent vorgesehen. Für die Produzenten von Erdgas in Deutschland, Speicherbetreiber und Händler, die aus dem NCG-Marktgebiet Mengen in das Gasunie-Netz einspeisen, bedeutet die neue Struktur eine gute Nachricht. Die Entgelte sinken um rund 7,5 Pro-zent, geplant war eine Erhöhung um knapp 18 Prozent an diesen Einspeisepunkten. Für das L-Gas-System ergibt sich das gleiche Bild, nur dass das einheitliche Einspeiseentgelt 0,7850 ct/kWh/h/d beträgt. Bei den Ausspeiseentgelten gab es gegenüber der im Oktober angekündigten Entgeltanpassung keine Änderung. Nach Anga-ben der Gasunie wurden die Entgelte „in enger Abstimmung“ mit der BNetzA ermittelt. Dabei bleibe die Kostenaufteilung zwischen H-Gas und L-Gas sowie zwischen Entry- und Exit-Entgelten unverändert.

3.3.5 PRISMA

Seit Januar veröffentlicht PRISMA (bis Ende Dezember trac-x) monatlich alle Auktionser-gebnisse als Excel-Tabelle. Damit lassen sich Auswertungen vornehmen. Wenn im kommen-den Monat die Ergebnisse für Januar vorliegen, lässt sich sehen, ob durch die Einführung des regulierten Entgelts als Startpreis - anstelle von null, die Anzahl der Day-Ahead-Auktionen, bei denen Kapazitäten vergeben wurden, zurück gegangen ist.

Die Berichte sind rückwirkend seit dem Start der Plattform verfügbar.

Marktentwicklung


3.3.6 Gascade

Gascade hat die SÜDAL inklusive des Verdichters Haiming zum 1. Januar 2013 an bayernets ver-kauft. Es sind nur rund sechs Kilometer Pipeline um den Grenzübergangspunkt Haiming. Aber für Händler, die den Speicher Haidach nutzen war es ein ständiges Ärgernis, da bei Gascade und bayernets oder OGE separat Kapazitäten ge-bucht werden mussten. Von der Idee, von Hai-ming quer durch Süddeutschland eine Leitung bis nach Lampertheim in Hessen zu bauen, hat sich Wingas, die Muttergesellschaft der Gascade, schon vor Jahren verabschiedet. Aber die bayer-nets und auch OGE arbeiten noch an dem Pro-jekt, bayernets sehr konkret an dem bayerischen Teil unter dem neuen Projektnamen Monaco (ener|gate Gasmarkt 08/11).

3.4 Speicher

3.4.1 astora

Seit dem 1. Januar dieses Jahres stehen im Spei-cher Rheden 4,4 Mrd. anstatt 4,2 Mrd. Kubikme-ter Arbeitsgasvolumen zur Verfügung. In einer Pressemitteilung erläutert der Speicherbetreiber astora, dies sei durch eine entsprechende Um-wandlung von Kissengas in Arbeitsgas möglich. Rheden ist eine alte Lagerstätte für L-Gas. Sie wurde nicht ausgefördert, 2,6 Mrd. Kubikmeter blieben als Kissengas für den Speicher. Einge-speichert wird aber H-Gas, das sich seit Inbetrieb-nahme des Speichers 1993 allmählich mit dem L-Gas gemischt hat. Zur Nutzung des zusätzlichen Arbeitsgasvolumens mussten Umbauten an der Verdichteranlage vorgenommen werden. astora bietet die zusätzliche Kapazität ungebündelt im Rahmen des Produktes astora-add an. Speicher-kunden können das Arbeitsgasvolumen zusätz-lich zu den Standardbündeln buchen. Aber mit Wingas gibt es eh nur einen Kunden.

3.4.2 storengy

storengy hat im Januar Kapazitäten für den Spei-cher Uelsen angeboten. Insgesamt wurden rund 2,76 TWh aufgeteilt in 2.133 Bündel angeboten. Dies entspricht rund einem Drittel der Kapazität des Speichers. Jedes Bündel hat ein Arbeitsgas-volumen von 1.296 MWh, eine Ausspeiseleistung von 600 kWh/h und eine Einspeiseleistung von 450 kWh/h. Die Kapazität wurde für drei Jah-re ab dem 1.4.2013 angeboten. Wie auch andere

Speicherbetreiber (ener|gate Gasmarkt 01/13) hat storengy ein Preismodell angeboten, das sich am Sommer-Winter-Spread von Handelspreisen – in dem Fall der TTF – orientiert. Die Preisformel lautete: P(Euro/MWh) = (1 + A) * (Sommer-Winter-Spread) - 0,50. Der Spread wird in je-dem Jahr aus den Preisveröffentlichungen von ICIS Heren für Seasons Winter und Sommer an jedem Mittwoch und Donnerstag während ei-ner Referenzperiode bestimmt. „A“ ist die An-gebotskomponente der Bieter und muss größer null gewählt werden. Weitere Speicherentgelte, wie variable Kosten für Treibgas oder ein System-entgelt, fallen nicht an, aber der Speichernutzer muss Transportentgelte bezahlen. Der Mindest-preis beträgt 2,20 Euro/MWh, die Preisobergren-ze liegt bei 7,50 Euro/MWh. Kennlinien müssen berücksichtigt werden.

Anders als andere Speicherbetreiber führt storen-gy die Vermarktung nicht über store-x, sondern im eigenen Haus durch. 750 der angebotenen Bündel wurden vermarket. Aus dem Umfeld von storengy ist zu hören, dass angesichts des derzei-tigen Sommer-Winter-Spreads von zeitweise we-niger als 2,00 Euro/MWh das Ergebnis gar nicht schlecht sei.

Im Februar wird storengy wieder Kapazitäten für den Speicher Uelsen und dann auch zusätzlich für den Speicher Harsefeld anbieten. Die Laufzeit für die neuen Angebote wird ein Jahr betragen, diesmal wird es einen reinen Festpreis geben. Auch die neuen Verfahren werden über die eige-ne Plattform von storengy abgewickelt.

3.4.3 VNG Gasspeicher

Seit dem 15. Januar gibt es bei VNG Gasspeicher „Polarwochen“. Im Rahmen der verfügbaren Kapa-zitäten können Speicherkunden zusätzliche Aus-speisekapazität als add on bis zum 1. April 2013 zu Tagespreisen buchen. Der Preis beträgt 11,80 ct/m3/h/d. Dies entspricht dem anteiligen Jahreslis-tenpreis für die ungebündelte Ausspeisekapazität.

Zwischen dem 28. Januar und 8. Februar bietet VNG Gasspeicher freie Speicherkapazitäten für das kommende Speicherjahr im Chiffreverfahren über store-x an. Insgesamt werden rund 155 Mio. Kubikmeter Arbeitsgasvolumen für die Speicher Bad Lauchstädt, Bernburg, Buchholz, Etzel und Kirchheiligen angeboten. VNG bietet dabei un-terschiedliche Produkte, die sich hinsichtlich der Flexibilität unterscheiden.

Marktentwicklung

17Ausgabe 2|13

3.4.4 RWE Gasspeicher

In der vergangenen Ausgabe hat ener|gate Gas-markt über das Kapazitätsangebot von RWE Gas-speicher für den Speicher Epe berichtet. Dazu einige kleine Ergänzungen. Die Kapazitäten kom-men aus einer Erweiterung des Speichers, die von der niederländischen Essent beschlossen worden war. Essent wollte diese Erweiterung ursprünglich

gemeinsam mit RheinEnergie vornehmen. Die Kölner waren aber aus dem Projekt ausgestiegen (ener|gate Gasmarkt 07/09). Essent, damals ohne-hin schon Betreiber in Epe, hatte an dem Projekt festgehalten. Essent wurde 2009 von RWE über-nommen, das Speichergeschäft in RWE Gasspei-cher eingegliedert. Zumindest im Nachgang nach dem Vergabeverfahren auf store-x hat RWE wohl auch Kapazitäten vergeben.

Marktstruktur


4. Marktstruktur4.1 Merger & Akquisitionen

4.1.1 Stadtwerke München/Bayerngas

Anfang Dezember haben die REWAG, Regens-burg und die Stadtwerke München (SWM) den Kauf des Anteils von 7,6 Prozent der REWAG an Bayerngas vertraglich besiegelt. Vorbehaltlich der Zustimmung des Bundeskartellamtes steigt der SWM-Anteil an Bayerngas auf 56,3 Prozent. Die Diskussionen zwischen SWM und REWAG ziehen sich schon lange hin. 2011 hatte die Stadt Regensburg beschlossen, bei Bayerngas aus-zusteigen. Offiziell weil die Beteiligung keinen strategischen Wert mehr habe, informell weil die Chemie zwischen dem Regensburger Ober-bürgermeister und der Führung der Stadt Mün-chen beziehungsweise der SWM nicht stimmte. Aber der formale Grund hat sicher auch seine Berechtigung. Vor allem sehen nicht alle Gesell-schafter das Bayerngas-Upstream-Engagement und den damit verbundenen Kapitalbedarf als sinnvoll an. ener|gate Gasmarkt hatte in der De-zemberausgabe über Gerüchte berichtet, dass der scheidende Sprecher der Geschäftsführung Kurt Mühlhäuser noch vor seinem Ausscheiden die Mehrheit von Bayerngas sichern wollte. Leid-tragender der Einigung zwischen REWAG und SWM sind die Stadtwerke Augsburg. Schon vor der REWAG hatten die Stadtwerke Anfang 2011 eine Reduzierung ihres Anteils von 27,5 auf rund 15 Prozent beschlossen. Vier Prozent wurden an den Bayerngas-Gesellschafter, den Tiroler Versor-ger Tigas, verkauft, eine Kapitalerhöhung wurde nicht mitgemacht, dadurch beträgt der Anteil der Stadtwerke jetzt 20,8 Prozent. Die Stadtwerke Augsburg werden den Anteil nicht weiter redu-zieren. Es gibt keinen Käufer, SWM fällt als Inte-ressent nach der Übernahme der REWAG-Anteile aus. Die Absicht von Augsburg, in Abstimmung mit REWAG zu verkaufen, ist damit gescheitert. Nach außen hin geben sich die Stadtwerke ge-lassen. Es gebe keinen Verkaufsdruck, man habe die geplanten Investitionen in erneuerbare Ener-gien und Infrastruktur anders finanziert, sagte ein Sprecher gegenüber ener|gate Gasmarkt. An weiteren Kapitalerhöhungen werde man sich aber nicht mehr beteiligen.

Diese sind aber bei Bayerngas auch aktuell nicht geplant. Derzeit wird die Strategie weiterentwi-ckelt. Erst dann wird geklärt, ob zusätzliches Ka-pital benötigt wird und ob dazu die Gesellschaf-

ter in Anspruch genommen werden. Ob und wie sich durch die Mehrheit der SWM die Strategie und Aufstellung von Bayerngas ändert, bleibt ab-zuwarten (siehe dazu auch Personal).

4.2 Ergebnisse und Strategien

4.2.1 Arcanum Energy: Marktsituation für Biomethan

Der Dienstleister und Berater Arcanum Energy sieht sich als einer der Pioniere im Bioerdgassek-tor. 2001 von Helmut Kern als Beratungsgesell-schaft gegründet, beschäftigt sich das Unterneh-men seit 2006 mit dem Thema Biomethan. Dabei versteht sich Arcanum als Dienstleister sowohl für die Landwirte als Produzenten von Biogas als auch für Stadtwerke als Verwender von Bio-methan. Ein Ergebnis dieser strategischen Posi-tionierung sind die drei Biogas-Pools für Stadt-werke. Gesellschafter der Pools sind Stadtwerke, die im Rahmen des Pools eine fest vereinbarte Menge Biomethan „zu einem attraktiven Preis“ beziehen. Der Preis, so versichert Arcanum-Geschäftsführer Kern, liege in der Regel unter dem Marktpreis und ermöglicht den beteiligten Stadtwerken eine wirtschaftliche Verwendung, zum Beispiel in BHKW. Die Kapitaleinlage der Stadtwerke in den Pool wird zum Bau mehre-rer Aufbereitungsanlagen, jeweils an einer Bio-gasanlage, verwendet, mit denen das Biogas auf Erdgasqualität aufbereitet wird. Die einzelnen Biogasanlagen werden von Landwirten betrie-ben. Zwei Pools arbeiten schon. In Pool 1 produ-zieren drei Anlagen 90 Mio. kWh/a Biomethan für fünf Stadtwerke, in Pool 2 drei Anlagen 90 Mio. kWh/a für neun Stadtwerke. Der dritte Pool ist derzeit mit maximal drei Anlagen und einem Volumen von bis zu 180 Mio. kWh/a Biomethan in Planung. Die Anlagen sind bundesweit ver-teilt, Arcanum ist auch für den Transport, die Bilanzierung (inkl. Massenbilanzierung) und das Portfoliomanagement für das Biomethan verant-wortlich. Der Geschäftsführer eines beteiligten Stadtwerkes bestätigte ener|gate Gasmarkt, dass das Konzept gerade für kleinere Stadtwerke mit einem begrenzten Bedarf an Biomethan grund-sätzlich gut funktioniere. Neben Konzeption und Betreuung der Pools bietet das Unternehmen Dienstleistungen und Beratung über die gesamte Wertschöpfungskette – von der Substraterzeu-gung und Beschaffung für Biogasanlagen, über

Marktstruktur

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Planung und Bau der Anlagen, technische und kaufmännische Betriebsführung bis zum Handel von Bioerdgas, der Direktvermarktung und dem Vertrieb in den verschiedenen Segmenten. Über eine eigene Plattform (Bioerdgas-Zentrale) wer-den Handelsprodukte für Biomethan oder Bio-erdgas - die Bezeichnungen variieren - und Zer-tifikate angeboten. (Wie zum Beispiel: Nawaro, Einsatzstoffvergütungsklasse nach EEG 2012 I, bis ein Jahr Lieferdauer, 7,20 Cent/kWh am VP, Festpreis 2012, danach Gas-/HEL Bindung oder fixer Preisanstieg.) 2013 wird im ersten Quartal zusätzlich ein Spothandel den Betrieb aufneh-men. Kern beschreibt das gesamte Geschäftsmo-dell mit einem Satz: „Wir qualifizieren Markt-partner, am Bioerdgasmarkt teilzunehmen.“

Arcanum Energy besteht dabei aus zwei Unter-nehmen. Arcanum Energy Systems ist für die Projektentwicklung und Pools verantwortlich, Arcanum Energy Management für den Bereich Dienstleistungen wie Handel, Bilanzierung und Portfoliomanagement. Insgesamt werden 25 Mitarbeiter beschäftigt. Angaben zu aktuellen Geschäftszahlen macht das inhabergeführte Un-tenehmen nicht. Derzeit wächst Arcanum be-sonders stark in dem Bereich Dienstleistungen, aber auch die Projektentwicklung soll ausge-baut werden. Ein neuer Ansatz ist „Green Ener-gy Land“, bei dem verschiedene Konzepte der Bürgerbeteiligung mitgestaltet werden. So berät Arcanum in einem aktuellen Projekt den Betrei-ber einer Bioerdgasanlage bei dem möglichen Bau eines lokalen Nahwärmenetzes, das in eine Energiegenossenschaft eingebracht werden soll. In einem anderen Fall übernimmt Arcanum Energy für ein Stadtwerk als Kundenbindungs-modell die Gründung und das Management ei-ner Energiegenossenschaft.

Kern ist trotz der Mollstimmung in der Branche grundsätzlich optimistisch bezüglich des Marktpo-tenzials für Bioerdgas. Im Gespräch mit ener|gate Gasmarkt hat er unter anderem erläutert warum.

ener|gate Gasmarkt: Herr Kern, Sie haben in den beiden Biogas-Pools 2012 rund 200 GWh Bioerd-gas erzeugt. Wurde die Menge von den Gesell-schaftern komplett auch als Bioerdgas vermarktet?

Kern: Ja!

ener|gate Gasmarkt: Bisher ist Bioerdgas keine wirkliche Erfolgsstory. Wo sehen Sie dennoch Potenziale?

Kern: Fangen wir bei den Ursachen an. Bioerd-gas ist ein relativ komplexes Produkt. Als einzige erneuerbare Energie gibt es keine feste Abnah-mevergütung. Ich muss es optimal zum Kunden bringen. Dies bedeutet einen gewissen Aufwand. Andererseits ist Bioerdgas speicherbar, regelener-giefähig und überall einsetzbar, wo es ein Erd-gasnetz gibt. Es gab einfach eine gewisse Markt-trägheit, aber jetzt liegen uns viele Anfragen aus dem KWK-Sektor vor.

Aber natürlich benötigen Sie auch poltische Un-terstützung, die bisher für Bioerdgas nicht aus-reichend ist, da sich auch Teile des politischen Lobbying auf Biogas anstelle von Bioerdgas kon-zentrieren. So sehen wir es kritisch, wenn der Fachverband Biogas sich in der Vergangenheit zu stark für kleine Anlagen für jeden Landwirt enga-giert hat. Das ist aus unserer Sicht auf Dauer un-wirtschaftlich. Volks- und betriebswirtschaftlich ist es besser, wenn sich Landwirte zusammen-schließen und größere Anlagen bauen - optimal sind 2,8 MWel (700 m3/h Bioerdgasproduktion). Die Investitionskosten sind 30 Prozent niedriger als für kleine Anlagen. Zudem ist es auch ökolo-gisch vorteilhafter und die Substratbeschaffung aus einem Nahbereich kann in den uns bekann-ten Anlagen noch aus der unmittelbaren räumli-chen Nähe sichergestellt werden.

ener|gate Gasmarkt: Aber das EEG 2012 fördert doch kleinere Anlagen stärker?

Kern: Die Politik müsste stärker auf die Förde-rung größerer Anlagen augerichtet werden, da haben Sie recht. Wir setzen uns bei der jetzt wie-der anstehenden Novellierung des EEG deshalb für eine Änderung der Förderung in Richtung Bioerdgas ein.

ener|gate Gasmarkt: Wenn man sich den jetzt vom Bundesumweltministerium veröffentlichten Erfahrungsbericht EEWärmeG anschaut, ist dies doch ein weiteres Beispiel für die fehlende pol-tische Unterstützung für Bioerdgas?

Kern: Ja, die Änderung des KWK-Gesetzes ist ein anderes Beispiel. Durch die Anhebung der För-dersätze wurden erdgasbetriebene BHKW relativ besser gestellt als bioerdgasbetriebene Anlagen, insbesondere bei nicht kommunal betriebenen Anlagen. Es fehlt uns eine konzentrierte einstim-mige Interessenvertretung. Wir würden es befür-worten, wenn die beiden Verbände Fachverband Biogas und Biogasrat in zentralen Punkten mit

Marktstruktur


einer Stimme sprechen würden. Man muss be-rücksichtigen, dass sich unsere im Vergleich zu Wind oder PV kleine Biogas-Lobby durchsetzen muss – das geht am besten gemeinsam.

ener|gate Gasmarkt: Dennoch sehen Sie eine steigende Nachfrage?

Kern: Wir sehen deutlich steigendes Potenzial für BHKW-Anlagen. Insbesondere auch aufgrund ihrer äußerst positiven Klimabilanz und der Be-wertung mit einem niedrigen Primärenergiefak-tor. Dies merken wir auch in Nachfrage nach Bioerdgas. Bei Neuanlagen rechnet sich Bioerd-gas häufig im kommunalen Bereich, da dort an-ders als bei Industrieanlagen der Eigenstromver-brauch gering ist. Zudem sind Altanlagen nach dem Auslaufen der KWK-Vergütung ideal für den Einsatz von Bioerdgas geeignet.

ener|gate Gasmarkt: Das gilt für alle Anlagen-klassen?

Kern: Leider nein, wirtschaftlich wird es in der Regel ab einer Leistung von 50 bis 70 kW bis zu einer Leistung von maximal 2 MW. Der Eigen-stromverbrauch sollte nicht mehr als 40 Prozent betragen. Da rechnen sich Anlagen in Relation zu Erdgas. Sehr attraktiv ist das Marktsegment von BHKW, bei denen die KWK-Förderung aus-läuft. Kommt man dann mit Bioerdgas, hält ei-nen nichts mehr auf.

ener|gate Gasmarkt: Liegt das an der verbesserten Grundvergütung für Biomethan aus dem EEG 2012?

Kern: In gewissem Maße. Aber es ist nicht nur die zusätzliche Förderung, sondern auch die Marktträgheit, die langsam überwunden wird. Das Produkt ist komplex, auch wegen des EEG 2012. Sie brauchen einfach Zeit, um die poten-ziellen Nutzer damit vertraut zu machen.

ener|gate Gasmarkt: Das heißt, der Einsatz von Bioerdgas ist nicht trivial?

Kern: Richtig. Es stellen sich Fragen nach tech-nischen und wirtschaftlichen Erfahrungen. Um Beispiele zu nennen: Anfangs wurde infrage ge-stellt, ob die EEG-Vergütung sicher ist, überhaupt ausreichend Bioerdgas verfügbar ist, oder ob die Partner bei der Biogaserzeugung vertragskonform arbeiten. Über unsere Bioerdgas-Zentrale stellen wir sicher, dass sich ein Kunde beim Bioerdgas-einsatz diesen Fragen nicht mehr stellen muss.

ener|gate Gasmarkt: Die Usancen und Marktre-geln funktionieren jetzt also?

Kern: Das ist so. Als wir vor fünf Jahren ange-fangen haben, uns mit dem Thema zu beschäf-tigen, war dies mitnichten der Fall. Wir haben viele Regularien und Marktusancen mitentwi-ckelt und Standards gesetzt. Bis 2009 war zum Beispiel der Netzanschluss ein sehr schwieriges Thema. Dennoch sind die Marktbedingungen noch nicht optimal. Wir müssen weiter an einem funktionierenden Bioerdgasmarkt arbeiten. Un-sere Dienstleistungen unterstützen Marktaktuere bei der praktischen Umsetzung, aber insbeson-dere die Politik ist gefordert, die Rahmenbedin-gungen nachzubessern.

ener|gate Gasmarkt: Der angesprochene Netzan-schluss funktioniert jetzt?

Kern: Es gibt immer noch vereinzelt Probleme, aber verglichen mit der Anfangszeit sind dies vernachlässigbare Kleinigkeiten. Das letzte ver-bliebene Problem wird die BNetzA hoffentlich bald lösen, indem durch verbindliche Vorgaben die Realisierungsfahrpläne der aufnehmenden Netzbetreiber zeitlich gestrafft werden.

ener|gate Gasmarkt: Funktioniert denn der Han-del über Ihre Plattform trotz der Produktvielfalt?

Kern: Ja, weil die Internetplattform quasi als schwarzes Brett fungiert, über das wir über An-gebot und Nachfrage informieren. Wir beraten Interessenten dann allerdings individuell, ob das Produkt passt. Die Abwicklung erfolgt manuell. Ohne Beratung kann man das komplexe Produkt Bioerdgas kaum vemarkten.

ener|gate Gasmarkt: Gibt es denn dann einen transparenten Markt für Bioerdgas?

Kern: Wir arbeiten daran. Unser Spotmarkt wird ein weiterer Schritt sein und im ersten Quartal dieses Jahres starten. Unser Gesamtportfolio be-trägt mehr als ein TWh Bioerdgas. Da ist es für ein kleines, flexibles Unternehmen wie uns nur logisch, in diesem Umfeld auch einen Spotmarkt abzubilden.

ener|gate Gasmarkt: Was bedeutet eigentlich Spothandel für Sie?

Kern: Aufgrund des jährlichen Bilanzausgleichs wird kein Day-Ahead-Markt benötigt, wir wer-

Marktstruktur

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den monatliche bis zu jährliche Lieferungen abbilden, aber es kann auch kürzer sein. Da-mit erreichen unsere Kunden eine Optimierung ihres Portfolios.

ener|gate Gasmarkt: Kann sich angesichts der Produktvielfalt denn überhaupt ein liquider Markt entwickeln?

Kern: Wir denken ja, unser Portfolio ist groß genug.

ener|gate Gasmarkt: Macht nicht die gemischte Bilanzierung nach EEG 2012 die Möglichkeit des Handels kaputt?

Kern: Das macht es schwieriger, aber wir kön-nen damit umgehen und bilden Standards im Rahmen unser Möglichkeiten ab. Zudem gibt es das klare Signal aus dem Umweltministerium, dass die Mischbilanzierung bei der nächsten No-velle des EEG um die Option der getrennten Bi-lanzierung ergänzt wird. Dies würde den Handel von Bioerdgas vereinfachen.

ener|gate Gasmarkt: Speichern Sie Bioerdgas, um zusätzliche Flexibilität in das Portfolio zu bringen?

Kern: Wir sehen die Notwendigkeit der Speiche-rung nicht so stark. Im Grunde haben Sie bei Bioerdgas immer den sogenannten Gaswert, das heißt den Marktpreis für Erdgas, und den soge-nannten EEG-Wert, der sich aus der Förderung ergibt. Unsere Kunden können den EEG-Wert ge-sondert als Herkunftsnachweis handeln und den Gaswert veräußern. Das ist in der Regel effizien-ter als die Speicherung von Bioerdgas, die einige Speicherbetreiber anbieten.

ener|gate Gasmarkt: Zurück zum Absatz: Wie groß ist das Wachstumspotenzial im KWK-Sektor?

Kern: Das ist schwer abzuschätzen, aber der Ab-satz sollte sich verdoppeln. Eigentlich müsste er explodieren, wenn Sie alle poltischen Absichts-erklärungen von Politikern für Anforderungen an erneuerbare Energien nehmen, wie Effizienz, Flexibilität und Dezentralität. Dies spricht alles für Bioerdgas. ener|gate Gasmarkt: Aber noch einmal: Die polti-sche Realität sieht anders aus!

Kern: Die politischen Lautäußerungen entspre-chen in der Tat nicht den politischen Entschei-dungen.

ener|gate Gasmarkt: Wie sehen die Potenziale jenseits des KWK-Sektors aus?

Kern: Wenn es nicht zu einer generellen Öffnung des Wärmemarktes für Bioerdgas kommt, bin ich sehr zurückhaltend. Auch der Kraftstoffmarkt ist schwierig. Derzeit läuft es wegen der Kraft-stoffquote gut, aber die Rahmenbedingungen dafür ändern sich und damit auch der Wert der Quote. Zudem gibt es zu wenig Erdgasfahrzeuge und Tankstellen.

ener|gate Gasmarkt: Herr Kern, vielen Dank für das Gespräch.

4.2.2 MVV Energie

MVV Energie hat im Geschäftsjahr 2011/12 den Gashandel zur Bewirtschaftung des eigenen Portfolios deutlich ausgebaut. Als Grund nennt das Unternehmen in dem Geschäftsbericht die völlige Bedeutungslosigkeit der Ölpreisbindung bei Lieferverträgen mit Endkunden. Es gebe nur noch Verträge mit Festpreisen, die auf den Preisen am Großhandelsmarkt basieren oder Gasmarktindexierungen. Der Absatz im Bereich Handel und Portfoliomanagement stieg deshalb gleich um 357 Prozent auf 7,8 TWh. Der Anteil am Gesamtabsatz stieg von rund 15 auf rund 45 Prozent. Der Absatz im Segment Industrie-kunden blieb mit 4,6 TWh unverändert. Absatz-verluste an Wettbewerber und wetterbedingt im Heimatmarkt wurden durch Zuwächse im bun-desweiten Vertrieb ausgeglichen. Bedingt durch milderes Wetter und Verluste von Kunden im Wettbewerb sank der Absatz im Bereich Pri-vatkunden um sieben Prozent auf 2,4 TWh. An die strategischen Beteiligungen, die MVV Ener-gie an Stadtwerken hält, wurden 2,1 TWh ab-gesetzt, ein Plus von 46 Prozent. Der Zuwachs kommt durch die Stadtwerke Ingolstadt, die über MVV Trading ihr Portfolio stärker bewirt-schaftet haben.

4.2.3 Gazprom Germania

Gazprom Germania hat in einer Pressemitteilung noch einmal die Pläne zum Ausbau seines Net-zes an Erdgastankstellen bekräftigt und zeitlich vorgezogen (ener|gate Gasmarkt 09/12). Derzeit betreibt das Unternehmen bundesweit sechs Tankstellen, davon wurden 2012 vier gebaut. Bis Ende 2013 sollen vier weitere Stationen in Be-trieb gehen. Die Stationen werden wie die 2012 in Betreib genommenen Stationen von Erdgas

Marktstruktur


mobil errichtet. Bis Ende 2014 – statt wie bis-her verlautet Ende 2015 – sollen es 15 Tankstel-len sein. Auch in Tschechien und der Slowakei werden Tankstellen errichtet. Für Gazprom ist

Erdgasmobilität ein wichtiges zukünftiges Ge-schäftsfeld, wobei auch 15 Tankstellen für den größten Erdgasproduzenten der Welt keine her-ausragende Investition sind.

Personal

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5. PersonalMichael Schmöltzer, seit Gründung der österrei-chischen Regulierungsbehörde E-Control Leiter der Gasabteilung, hat zum 1. Januar die E-Control verlassen. Er stelle sich anderen Aufgaben in der Gasbranche, schreibt E-Control in einer Pressemit-teilung. Nachfolger ist Bernard Painz, seit 2011 stell-vertretender Leiter der E-Control Rechtsabteilung.

Andreas Reinhardt, Geschäftsführer von VNG Verbundnetz Gas Verwaltungs- und Beteiligungs-gesellschaft (VUB), gibt dieses Amt auf eigenen Wunsch Ende Januar auf. Reinhardt wird sich wieder auf seine Aufgaben als Geschäftsführer der ThüWa ThüringenWasser konzentrieren, eine Tochtergesellschaft der Stadtwerke Erfurt. Nachfolger von Reinhardt ist Clemens Schülke, Prokurist der LVV Leipziger Versorgungs- und Verkehrsgesellschaft. In der VUB haben die kom-munalen VNG-Aktionäre ihre Anteile gebündelt. Auch wenn es dazu keine Aussagen der Akteu-re gibt, gehen Marktbeobachter davon aus, dass Reinhardt aufgrund von Meinungsunterschieden zwischen den kommunalen Aktionären seine Po-sition räumt. Es gebe Spannungen und die Flieh-kräfte nähmen zu, sagen verschiedene Quellen aus dem Umfeld (ener|gate Gasmarkt 12/12) über die Entscheidung der Stadt Dresden zum Verkauf der Anteile.

Andreas Halberschmidt ist seit Anfang Januar Projektleiter bei den Stadtwerken Kiel für ein geplantes Gaskraftwerk. Das Kraftwerk mit ei-ner Leistung von 200 MW soll ein kohlebefeuer-tes Gemeinschaftskraftwerk von E.ON und den Stadtwerken Kiel ersetzen, dass an sein techni-sches Laufzeitende kommt. Halberschmidt hat gut sechs Jahre für Dong Energy in Deutschland gearbeitet, zuletzt als Geschäftsführer von Dong Energy Business. Er hatte für Dong das deutsche Vertriebsgeschäft maßgeblich mitaufgebaut.

Stephan Illerhaus ist seit Dezember nicht mehr Geschäftsführer der Bayerngas Energy Trading (BET). Illerhaus bleibt aber bei den Stadtwerken München (SWM) verantwortlich für Portfolio-management und Handel. Illerhaus war erst im April zum BET-Geschäftsführer ernannt worden (ener|gate Gasmarkt 04/12). Bayerngas bestätigt, dass Illerhaus nicht mehr Geschäftsführer ist, nennt aber keine Gründe für die Änderung. Aus dem Umfeld ist zu hören, nach der Ernennung des SWM Managers Günter Bauer zum Bayern-gas Geschäftsführer und der Mehrheisübernahme

habe die SWM den anderen Gesellschaftern sig-nalisieren wollen, dass die Münchener nicht zu dominierend werden wollen. Thomas Rupprich und Sascha Kuhn bleiben Geschäftsführer.

Ab dem 1. Februar ist Jürgen-Stefan Kukuk neuer Geschäftsführer der ASUE. Kukuk hat jah-relang den Gasvertrieb in Deutschaland für Gaz de France und dann GdF Suez entwickelt und geleitet. Zuletzt war er bis Ende 2011 Geschäfts-führer der GdF Suez Energy Sales. Nach seinem Weggang von GdF Suez wurde er Geschäftsfüh-rer eines Ingenieurbüros in Freiberg. Bei der ASUE hatte Jochen Arthkamp, einer der beiden Geschäftsführer, das Unternehmen zum Jahres-ende verlassen. Der zweite Geschäftsführer, An-drej Krocker, wird Mitte 2013 gehen. Die ASUE beschäftigt sich mit technischen Themen rund um Gasanwendungen, ist aber bisher auch in der Lobby-Arbeit für die Erdgasbranche tätig. In Zu-kunft soll die technische Orientierung eher stär-ker betont werden. Kukuk, von Hause aus selbst Ingenieur, ist bestens geeignet, die Schnittstelle zwischen Technik und Anwendung zu besetzen.

Bettina Morlok, Geschäftsführerin bei insgesamt sechs Kraftwerksgesellschaften der SüdWest-Strom, wird auf eigenen Wunsch zum 30. Juni das Unternehmen verlassen. Über ihre berufliche Zukunft ist noch nichts Konkretes bekannt.

Zum 1. Februar wird Josef-Thomas Sepp kauf-männischer Geschäftsführer von Lekker Ener-gie. Sepp kommt von E.ON. Jens Langner, im Juni 2012 zum kaufmännischen Geschäftsführer berufen, soll die Aufgaben von Geschäftsfüh-rer Thomas Mecke übernehmen. Mecke sei er-krankt, sagte ein Sprecher von Lekker Energie zu „ener|gate Messenger“. Meckes Vertrag war Anfang 2012 um fünf Jahre verlängert worden.

Im Oktober hatte ener|gate Gasmarkt berichtet, der frühere und erste natGAS Vorstand, Ole Be-sted Hensing, tauche wieder bei einem Energie-unternehmen auf und werde Geschäftsführer der Stadtwerke Konstanz. Hensing hat aber schon vor Dienstantritt gekündigt und wird Vorstand der Berliner Bäderbetriebe.

Karl Roth ist neuer DVGW-Präsident. Der techni-sche Geschäftsführer der Stadtwerke Karlsruhe war bisher Vize-Präsident. Roth folgt Matthias Krause, der Geschäftsführer der Stadtwerke Halle ist.

Marktgerüchte


6. MarktgerüchteIm Sommer des vergangenen Jahres gab es Ge-rüchte, die französische GdF Suez-Gruppe wolle einen Anteil von 40 Prozent an ihrem deutschen Speicherbetreiber storengy Deutschland verkaufen. Eine ganze Reihe von Marktteilnehmern bestä-tigte, dass ein solcher Verkaufsprozess eingeleitet wurde und auch einige Unternehmen die Bücher geprüft hätten. Angeblich gab es ein Interesse von spezialisierten Infrastrukturfonds. Aber, so der der-zeitige Stand der Dinge aus der Gerüchteküche, die Preisvorstellungen der GdF Suez und die Zah-lungsbereitschaft von Investoren hätten vor dem Hintergrund der aktuellen Marktsituation nicht zu-sammengepasst.

Immer wenn Vertriebsmitarbeiter aus dem In-dustriekundenvertrieb über besonders aktive Wettbewerber berichten, fällt der Name Total

Energie. Die Vertriebsgesellschaft der Total mit Sitz in der Nähe von Stuttgart ist seit Anfang 2011 im Markt aktiv (ener|gate Gasmarkt 04/11). Gerade bei kleineren Industriekunden soll das Unternehmen mit sehr sportlichen Preisen er-folgreich akquirieren.

Vielleicht gibt es ja doch noch eine Zukunft für den Namen E.ON Ruhrgas. Aus dem Umfeld von E.ON wird berichtet, E.ON führe eine Befragung durch, um Einstellungen und Meinungen von Marktteil-nehmern zu E.ON Ruhrgas zu erfragen. Auf die Ergebnisse darf man gespannt sein. ener|gate Gasmarkt hatte berichtet, dass das Unternehmen zum 1. Mai 2013 faktisch aufgelöst werden und der Name verschwinden soll (ener|gate Gasmarkt 11/12). Aber vielleicht heißt es dann doch E.ON Ruhrgas statt E.ON Energy Sales.


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1. astora: Interview with Markus RadmacherStorage operators are in a difficult situation. The market is characterised by oversupply, the sales of capacity is difficult. Moreover, at least some operators suffer under dissatisfying network con-nection and the limited availability of firm freely allocable transportation capacity. ener|gate Gas-markt spoke with astora’s head of sales of storage capacity, Markus Radmacher, about these topics.

ener|gate Gasmarkt: Mr Radmacher, how are the astora business figures like turnover and profits? How many customers does the company have?

Radmacher: We do not publish figures. I can only give you the number of our customers. As of today it is 14.

ener|gate Gasmarkt: When you changed the name from WINGAS to astora in 2012, did that also mean a change of the philosophy or the business strategy?

Radmacher: Yes and no. In principle we have already been working independently as the un-bundled storage unit within WINGAS. But inde the new name shall underline this independence and our self-responsibility.

ener|gate Gasmarkt: That means that you see yourself as an independent storage operator?

Radmacher: Absolutely! We are far away from developing storage capacity for our own need and from operating and marketing this capacity. We have been offering all capacity to the market for a long time. The number of customers under-lines this behaviour.

ener|gate Gasmarkt: Wintershall and Gazprom are currently indirectly the astora shareholders through Wingas. Wintershall is selling its share to Gazprom. What impact do you expect on your company?

Radmacher: For the time being, we cannot say anything about it. There are no plans. Further-more, we have to wait for the approval of the au-thorities. But we expect a positive development.

ener|gate Gasmarkt: On your Internet page, a “red” or “amber” traffic light is shown for all sto-rage facilities. This means that at least more than 90 per cent of the capacity is booked. What capa-city do you have to market for the coming years?

Radmacher: In the short-term, storage facility capacity is available only for Haidach. From Ap-ril 1, we offer around ten million cubic metres working gas volume in an auction procedure.

ener|gate Gasmarkt: How is the situation in Jem-gum, there is also an amber traffic light?

Radmacher: In Jemgum we are completely booked until 2018.

ener|gate Gasmarkt: Why does the traffic light show the amber colour and not red, then?

Radmacher: We do not know yet how big the storage will finally be. That will not be clear be-fore 2017 when the last cavern is leached. If the storage facility becomes bigger than planned we will actively offer the capacity.

ener|gate Gasmarkt: The healthy booking at Jem-gum is surprising. Did Wingas book all the ca-pacity?

Radmacher: No, in total there are six customers and each of them booked significant capacity. When we offered capacity in 2009, our simple but innovative products were well received by the customers. In particular the high availability with constant injection and withdrawal rates, the all-inclusive fee model and the connection to two market areas matched the customers’ demand.

ener|gate Gasmarkt: How about the situation in Rheden?

Radmacher: There we are sold out in the long-term. One customer has contracts with a long-term duration.

ener|gate Gasmarkt: Until now, astora’s product and price range is rather small compared to com-petitors. Will you introduce new products? Radmacher: We think permanently about new products but do not really see the need for chan-ges. Our customers are very pleased with our of-fers. The problem is “only” the price level. There-fore, we offer the available capacity in auctions because we are not able to achieve our standard fees. We have a number of ideas regarding new products but these are more related to improved utilisation and additional customer benefits.



ener|gate Gasmarkt: What about indexation of prices to the summer-winter-spread that many operators chose as an alternative pricing model?

Radmacher: We do not really see the need for such a pricing. If we incorporate the spread into the product the trader will have less options to optimise. Our customers are not really keen on such a pricing model. Before our current auction we explicitly asked customers about the need of an index product; there was no need.

ener|gate Gasmarkt: You talk about auctions but you have chosen the keyed procedure again as in 2012. Why do you not make a transparent “real” auction?

Radmacher: We do not want to release a mini-mum price and we want to be able to hold ca-pacity back. But more important is that our cus-tomers prefer the keyed procedure because they are not interested in prices becoming known.

ener|gate Gasmarkt: Let us talk about the trans-portation capacity. For which storage facility are there problems with availability of transportati-on capacity?

Radmacher: Mainly for Haidach. There is no firm transportation capacity available. This ma-kes the selling of Haidach capacity difficult. In Jemgum the connection to the Netherlands is optimal. Thanks to the Gastransport Services, there is firm freely allocable capacity. Only in-terruptible capacity is available into the Gaspool market area.

ener|gate Gasmarkt: What do you think about the current discussion concerning connection of sto-rage facilities under the framework of the net-work development plan?

Radmacher: The whole procedure is com-pletely unsatisfactory. From our perspective, there is a clear legal claim for the connection of the second Haidach phase with firm freely allocable capacity. Therefore, we started a for-mal legal procedure against Open Grid Europe (OGE) at BNetzA.

ener|gate Gasmarkt: Just to be sure: You formally accuse OGE in a BNetzA procedure of abusing its market position?

Radmacher: Exactly!

ener|gate Gasmarkt: And what do you think about the concept of temperature dependent capacities (TaK)?

Radmacher: We can talk about it but the design proposed by the transmission system operators is totally insufficient.

ener|gate Gasmarkt: Why?

Radmacher: Storage operators in a liberalised market cannot work with it.

ener|gate Gasmarkt: What is a proper design from your perspective?

Radmacher: There are storage customers that use the storage dependent on temperature but there are also customers that do not. That me-ans that capacity should be divided in one part that can be used firm and freely allocable wit-hout any dependence on temperature. For ano-ther part temperature-dependent restrictions are possible. This separation is missing.

ener|gate Gasmarkt: And for the temperature-de-pendent part one could live with TaK as descri-bed in the scenario framework?

Radmacher: No, not with the proposed system, many adjustments are needed. For example, I think that the temperature ranges are chosen arbitrarily. According to the model in the scenario framework, withdrawal demand changes by 35 per cent if tem-perature is changing by one degree Celsius.

ener|gate Gasmarkt: Storage is currently offered for 2.00 to 2.50 Euro/MWh, most market partici-pants argue that we have an oversupply. Do you share this view?

Radmacher: At least there is no adequate value for storage as the physical source for flexibility.

ener|gate Gasmarkt: Will the supply and demand pattern change over the next five years? What kind of development astora considers to be most likely?

Radmacher: We believe that it will change but I will not speculate on the path. But storages are the only source for physical flexibility and, hence, security of supply. For the time being, one gets the impression that the spot market creates flexibility but finally it is the physics behind it. Eventually one will have to recog-


27Issue 2|13

nise that security of supply and flexibility have their price. If nothing changes, the first – mainly smaller – storage operators will leave the market.

ener|gate Gasmarkt: But the current market si-tuation with cold weather and small price peaks demonstrates that it works. (Editor: the inter-view took place on January 21.)

Radmacher: Yes, because we must offer capa-city at prices that are not optimal. Many will not be able to keep up these offers, it has fi-nancial consequences. If the first operators stop operations the market will recognise that it does not work.

ener|gate Gasmarkt: Are 2.00 or 2.50 Euro/MWh currently the floor?

Radmacher: We expect to achieve a higher price in the coming auction. In the last auction at the beginning of 2012, we achieved a significantly higher price.

ener|gate Gasmarkt: If the market does not ho-nour security of supply should there be a legal obligation for market players to book storage for security of supply reasons?

Radmacher: I will not rule out such a discus-sion and see arguments for such an obligation. For the time being, there is no discussion about this in politics but we notice that the ministry of economics is not really happy about the develop-ment in the storage market.

ener|gate Gasmarkt: Is a new demand for the sto-rage of synthetic gas (power-to-gas) a potential new business area?

Radmacher: It is currently more vision than fact. During the next five years, it will not be relevant. Afterwards there will hopefully be some potenti-al. We follow the development and keep working on it but on a low scale.

ener|gate Gasmarkt: Mr Radmacher, thank you for the interview.

Framework Conditions


2. Framework Conditions2.1 Law on renewable energies in the

heating sector (EEWärmeG)

It was somewhat surprising that finally the monitoring report about the law on renewab-le energies in the heating sector (EEWärmeG) was published. Over months the draft version had been discussed between the ministries of economics and environment. But since De-cember 19, the final version can be downloa-ded on the Internet page of the ministry of environment. However, during the discussions between the two ministries all concrete recom-mendations for the further development of the law were removed (see ener|gate Gasmarkt 10/12). Some examples:

• The stipulation of more ambitious targets bey-ond a share of 14 per cent for renewable ener-gies in the heating sector: erased.

• The demand to secure a fund of at least 500 to 800 million Euro per year to incentivise a switch to heating appliances that use renewab-le energies: weakened (the German parliament shall guarantee that the grants can be maintai-ned on the current level).

• Proposals for instruments to extend the EE-WärmeG to existing buildings: weakened (it is too early for any final recommendation of concrete options).

Regarding the last item, the final report ma-kes a changed assessment of the EEWärmeG of the state of Baden-Wuerttemberg. The draft from July proposes a moderate obligation for the use of renewable energies if the boiler is changed. This should be supplemented by a financial subsidy (“give and ask”). The propo-sal was explicitly based on the positive assess-ment of such an approach in the monitoring report of the Baden-Wuerttemberg law. The ministry of environment writes in the final re-port that the monitoring report of the Baden-Wuerttemberg state law demonstrates the pros and cons of the legal regulation and the dif-ferent reactions. The ministry continues and argues that the impact on the rate of moderni-sation must be still evaluated. The report still contains one idea to extend the EEWärmeG that caused some excitement also in the gas industry last year. Suppliers of fossil fuels (in-

cluding suppliers of gas) might be obliged as part of a so-called portfolio model to provide a minimum share of renewable energies. They may buy the quota from third parties and pass the cost to all their customers.

The final report also does not contain any recom-mendation to allow fulfilling the quota for renewa-ble energies with a share of biomethane in an effici-ent gas boiler. The gas industry and the biomethane companies have been demanding such a provision for a long time. The ministry of environment only left out the very harsh wording of arguments why this is not proposed (see ener|gate Gasmarkt 10/12).

One market observer commented that the main concern behind the report is the fear of rising rents. But an amendment of the EEWärmeG is not on the political agenda for the rest of this election period which ends in September this year.

2.2 Ordinance provision on incentive-based regulation

ener|gate Gasmarkt reported already last year about the ministry of economics (BMWi) work on an amendment of the ordinance provisi-on on incentive based regulation (ARegV) (ener|gate Gasmarkt 09/12). At that time, the end of 2012 was mentioned as a deadline for that work. But the end of the year had passed and nothing happened. Different sources con-firm that the ministry is still working on the topic. Among them is the CEO of the German association of the energy industry BDEW, Hil-degard Müller. Müller said at an association’s press conference that the amendment of ARe-gV is an initiative still on the agenda of the German government for this election period. One of the targets is the improvement of the investment conditions of distribution network operators. But the proposal of the so-called “Schäfer Paper” that was discussed last year (ener|gate Gasmarkt 09/12) is not on the table again. Changes will be made – if at all – as smaller adjustments of the existing regulation. The German gas transmission system operators (TSOs) try to enforce their own issues in a po-tential amendment of the provision. This shall ensure that the “prescribed return on invest-ment is really achieved”, as it is explained in a short paper from the TSOs. The issues include:

Framework Conditions

29Issue 2|13

• Approval for investments in security of supply by the regulatory authority. Currently, only in-vestments in the extension or restructuring of the network are approved.

• An extension of the time for approval for in-vestment obligations from the network deve-lopment plan (NEP) from five to ten years. This shall prevent that in the medium-term (af-ter five years) the efficiency factor decreases.

• A shortening of the write off time for invest-ment to 20 years for pipelines and 15 years for compressor stations. The TSOs ask whether the Energiewende concept still allows an utili-sation of 55 years for gas assets.

• TSOs want to be able to make profit from servi-ces for third parties. Furthermore, they want to

enable participation of third parties in invest-ment projects (project financing) by an opera-tor fee. TSOs who operate networks for third companies that made this investment shall re-ceive this fee.

The Gascade managing director Christoph von dem Bussche explained in a discussion that in particular investment obligations from the net-work development plan (NEP) that have a ne-gative impact on the efficiency factor concern him. Currently, the factor is calculated from the volume of the pipes, the area spanned by the network system and the number of with-drawal points. Investment that neither incre-ases the area nor the number of withdrawal points or the pipe volume drives the efficiency factor downward and, hence, the financial po-sition of the TSO.

Market Development


3.1 New deals

3.1.1 Secura Energie

More a non-deal: According to a report from ener|gate Gasmarkt’s sister publication “ener|gate Messenger”, Matthias Brückmann, in charge of sales in the MVV Energie executive board, told journalists that the company will not longer actively promote its direct sales affiliate Secura Energie. MVV Energie offers nationwide gas and power to residential users under this trademark. MVV did not release customer figures but Brück-mann said that it overcompensated losses in the home market. But MVV is not willing to partici-pate in the current cutthroat competition in the residential market. Therefore, acquisition of new customers is no longer a target.

3.1.2 Energiehaus Dresden

Energiehaus Dresden is the last one who joined the club of nationwide suppliers in the residen-tial sector for gas and power. Until now the coop-erative society concentrated on the East German states as sales area.

3.2 Market liquidity and prices

3.2.1 VEA deals and pricing information

The association of small and medium-sized indus-trial gas customers VEA published in January the following new contracts for industrial customers:

These contracts are only a snap shot showing results of renegotiations and, in some cases, of customer switches. The number of switches in-creased strongly. Currently, more or less exclu-sively fixed prices for one year are agreed.

The VEA overview about market price indications for different reference cases is shown in table 1 on page 31. This overview shows fixed prices for twelve month starting from the next quarter after the date of publishing that can be achieved if the gas need is tendered. The assessment is based on market prices at the virtual trading points, network tariffs and the VEA experience with the competitive situation in the different areas. Concerning regions, only West and East Germany are discriminated.

Compared to last month, prices are in most cases unchanged, in some cases up by 0.1 ct/kWh.

3.2.2 Gas trading

3.2.2.1 Price development

The prompt price development during Janu-ary was puzzling. At least for some time it was very cold but the Day Ahead prices moved in a rather narrow range – as shown in figure 1. At the beginning of December, very cold weather has driven Day Ahead prices up to 28.50 Euro/MWh and in January 28 Euro/MWh was not hit. Furthermore, every small peak caused a counter movement. “The traders recognise that even cold weather does not cause any supply problems. They use every little price peak to withdraw gas from storage facilities”, one market participant explained. And near the end of January, warmer weather was announced. This put more pres-

3. Market DevelopmentSector: Metal industry

State: Hesse

Annual volume: 1,500,000 kWh

Load factor: 2,500 h/y

Market area: NCG (high cal gas)

Average price without gas tax:

3.75 ct/kWh

Price calculated at: Fixed price

Contract start: 01.10.2013

Duration: 12 months

Sector: Brick and stone industry

State: Lower Saxony

Annual volume: 15,000,000 kWh

Load factor: 5,000 h/y

Market area: Gaspool (low cal gas)

Average price without gas tax:

3.37 ct/kWh

Price calculated at: Fixed price

Contract start: 01.04.2013

Duration: 21 months

Market Development

31Issue 2|13

sure on prices. Given the strong prices during autumn, the development is surprising. It dem-onstrates healthy supply despite strong Asian demand and rather low LNG deliveries. Traders are not willing to pay any risk premiums. But the next surprise will surely occur. One trader told ener|gate Gasmarkt: “I do not try to understand the price developments anymore.”

In the forward trading, prices were on a down-ward trend, without any really new momentum. There were discussions about the steep price drop during the very last December days, but prices recovered at the beginning of January from these lows. But the overall mood is bearish. Demand at least in parts of Europe is weak and demand for power production in Northwest Eu-rope hardly existing. The pressure of high Asian demand has decreased and the market already seems to anticipate new Australian supplies from 2015 onwards and perhaps first LNG exports from the United States. Cal 15 and Cal 16 are quoted lower than Cal 14.

Figure 1 shows the Day Ahead and Cal 14 prices.

The price for Summer 13 decreased in January from 26.30 Euro/MWh to 25.60 Euro/MWh and for Win-ter 13 from 28.45 Euro/MWh to 27.50 Euro/MWh. As a consequence, the summer-winter-spread fell below 2.00 Euro/MWh during the month.

3.2.2.2 Volumes and spreads

In the short-term trading, volumes at NCG VP increased further during December and reached an average of 28,800 MW/day after 26,700 MW in November. Traded volumes for the Gaspool VP increased more strongly from an average 13,500 MW to 17,400 MW/day. During the first

January days, Day Ahead was traded at NCG VP with a high premium of 0.50 Euro/MWh to TTF. The premium was reduced after some days but reached again a similar high level some-times during the second part of January. One explanation offered by traders was that when prices drop at NBP and the continent follows, a spread between TTF and NCG remains. In January there was indeed a tendency of higher spreads when prices went down. But the shift of the starting price in Day Ahead capacity auc-tions from zero to the regulated tariff is another explanation. At the Gaspool VP, the Day Ahead was traded flat to NCG. This contradicts a little bit the argument of the impact of higher trans-portation prices.

The traded volumes for the EEX prompt trading for the three hubs NCG, Gaspool and TTF are given in table 2 on page 32.

Euro/MWh

27,80

27,60

27,40

27,20

27,00

26,80

26,60

26,40

26,20

26,00

25,80

02.01.2013 10.01.2013 18.01.2013

Day Ahead Cal 14

Fig. 1: Price develop-ment Day Ahead and Cal 14 at NCG VP (Source: ener|gate price data)

ct/kWh (without gas tax and VAT)West Germany East Germany

From To From To

50 Million kWh 5,000 h/y 3.1 3.5 3.2 3.4

20 Million kWh 4,000 h/y 3.3 3.7 3.3 3.7

10 Million kWh 4,000 h/y 3.3 3.9 3.4 3.8

10 Million kWh 3,150 h/y 3.4 4.0 3.5 3.9

5 Million kWh 4,000 h/y 3.5 4.0 3.6 4.0

5 Million kWh 2,000 h/y 3.7 4.5 3.8 4.4

1.5 Million kWh 3,150 h/y 3.6 4.2 3.7 4.2

1.5 Million kWh 2,000 h/y 3.8 4.7 4.0 4.5

Tab. 1: Prices for industrial gas users (Source: VEA, date 14.01.2013)

Market Development


The trading volumes in the EEX spot market have increased massively. Trading with system control energy can only explain a part of it. At the Gaspool VP, roughly a third of the volume for basic daily products is traded by the market area operator Gaspool for system control energy. At the NCG VP, system control energy is only re-sponsible for a small part of the trading of daily products. Only at TTF, almost all volumes for daily products are trades for low cal system con-trol energy in the NCG market area. Remarkable is the high increase of Within Day volumes at the Gaspool VP where almost no Within Day trading has occurred so far.

Table 3 shows the volumes in the forward trading.

3.2.3 Energy forecasts

The annual energy forecasts of ExxonMobil and BP are almost a tradition (see ener|gate Gasmarkt 02/12, where the forecasts were wrongly charac-terised as scenarios). But in fact BP is doing the analysis only for the third time. The ExxonMobil forecast published in December looks until 2040, BP’s forecast released in January until 2030. Both studies come to similar results and both are in line

with the analysis of the IEA World Energy Out-look published in November (ener|gate Gasmarkt 12/12). Demand will grow globally especially in the non-OECD countries but thanks to increasing supplies of oil and gas in particular from non-conventional sources this demand can be met. Furthermore, increasing energy efficiency takes some pressure from the demand side. From an environmental perspective, these are not really good news. BP points out very clearly that CO

2 emission will increase and will be significantly above the 450 ppm (two degree target) that sci-entists see as the critical threshold. ExxonMobil sees in 2030 the peak for CO2 emissions that will decline after this year. Both studies further-more have one implicit conclusion: The attempt to rely on renewable energies to reduce carbon emissions as the German Energiewende does is no longer economically supported by increasing prices for fossil fuels like gas and oil. „Prices for gas and oil can also decrease“, Michael Schmidt, BP Europa’s CEO, said at the conference “Han-delsblatt” Jahrestagung Energiewirtschaft. From a gas perspective, the highlights of the two fore-casts are as follows:

• Natural gas will be the fossil fuel with the highest growth (BP: around two per cent per year until 2030).

• Additional demand will mainly come from power production (ExxonMobil: In 2040, the share in the global power production portfo-lio will be 30 per cent, instead of today 20 per cent).

• Demand shall also grow in the industrial sector. Exxon expects – in contrast to BP – furthermore

01.01. – 27.01.2013 MW/MWh NumberMW/MWh %

Change to previous month

Number % Change to

previous month

NCG

10 MW (MW) 69,450 1,219 51.1 % 23.0 %

1 MW (MW) 4,860 609 122.1 % 21.6 %

Within Day (MWh) 532,216 476 17.2 % -28.0 %

Gaspool

10 MW (MW) 75,590 1,156 190.3 % 95.6 %

1 MW (MW) 2,267 510 63.9 % 29.1 %

Within Day (MWh) 101,576 135 1,115.2 % 275.0 %

TTF

10 MW (MW) 38,730 536 366.1 % 197.8 %

1 MW (MW) 8,186 196 5,506.8 % 880.0 %

Within Day (MWh) 714,698 836 33.9 % 0.8 %

Tab. 2: Spot trading at EEX (Source: EEX)

01.01. – 25.01.2013

MW OTC

Clearing MW

MW Trades total %

Change to previous month

Months 1,280 10 161.2 %

Quarters 40 0 -93.4 %

Seasons 190 72.7 %

Cal 60 20.0 %

Tab. 3: Forward trading at EEX (Source: EEX)

Market Development

33Issue 2|13

growth in the residential sector too. Both com-panies agree that the growth rates are highest in the transportation sector but on a very low basis. Gas will play a bigger role in form of LNG mainly in the shipping sector and for heavy transportation vehicles. But in absolute figures, the share of the transportation sector in the ove-rall demand will remain almost negligible.

• On the supply side, hardly anything new was added to the almost common wisdom. Thanks to resources from unconventional reservoirs demand can be met. Regionally supply and demand will fall apart even more than today and, hence, global trading and transportation like LNG will grow.

• BP expects that supply does not only grow from shale gas. On a quantity basis, additional production from conventional sources in non-OECD countries (mainly in the Middle East, Africa and Russia) will be more important. BP forecasts until 2030 an increase in gas produc-tion of 54 Bcf/d (1.5 billion m3) from shale gas and 84 Bcf/d (2.3 billion m3) from conventio-nal fields in non-OECD countries. BP further expects that North America will remain the do-minant producer of shale gas. China may have developed shale gas production by 2030 but the volume will only be around ten per cent of the volume produced in North America.

3.2.4 Mood in the European gas industry

More a look backward again: At the end of No-vember, senior European gas managers gath-ered at the European Autumnal Gas Confer-ence (EAGC) in Vienna, besides Flame the most important meeting point for senior managers across Europe. Perhaps it will comfort German market participants that the more depressive mood has arrived in Europe as well. The confer-ence organiser has been conducting for years little polls with different questions. One of the core results in 2012 was the perceived threat for the business by the decreasing demand. In 2011, 48 per cent of the participants still agreed with the following statement: Until 2020, demand for gas will grow robustly as renewables fail to live up to their promise and nuclear power wanes in the wake of Fukushima. In Vienna in 2012, only twelve per cent of the audience agreed with that statement. Instead statements that predicted a lasting decline of demand were backed by a ma-jority of attendants.

Stefan Judisch, RWE Supply & Trading’s CEO, pre-sented the proper illustration for the mind shift in the industry (one is inclined to say: who else than Judisch is able to be equally provocative even on the European level). He showed the slide depicted in figure 2 with the utilisation of the gas-fired RWE power plant Gersteinwerk in Werne (427 MW, 41 per cent fuel efficiency).

The slide is circulating. It is not possible to dem-onstrate more clearly the problem with gas de-mand from the power sector.

3.2.5 Gas sales in Germany

BDEW figures about gas demand in Germany 2012 underline Judisch’s slide. Demand for pow-er production during the first ten months of 2012 was reduced by 26.7 per cent compared to 2011. The demand for combined power and heat pro-duction decreased by 13.9 per cent.

Total gas demand for natural gas in 2012 increased by one per cent to 873 TWh compared to 2011.

3.2.6 Prices for residential customers

The consumer portal Verivox calculated a two per cent price increase in the residential sector between January 2012 and January 2013. This

Utilisation of Gersteinwerk – a gas-fired power plant1

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

MW



450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

MW



Sour

ce: R

WE

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Fig. 2: Power plant Gersteinwerk utilisation (Source: Stefan Judisch, RWE Supply & Trading, presentation at EAGC in Vienna in November 2012. Taken from Gas-Strategies: Viewpoint. Key messages from 27th EAGC)

Market Development


holds for an annual consumption of 20,000 kWh. Verivox calculated the increase from the “Verivox consumer price index”. The index considers the prices of the basic suppliers and the 30 most im-portant nationwide suppliers.

3.2.7 Prices in long-term gas sales agreements between producers and European mid-stream companies

Russian press reported demands from the Euro-pean midstream companies GdF Suez, EconGas, Wingas and WIEH for further adjustments of con-ditions in gas sales agreements with Gazprom. The reports refer to Sergej Tschelpanow, director at GazpromExport. He told journalists about the demands and added that they were made as part of normal procedures. But Tschelpanow also sig-nalled that Gazprom does not see any possibili-ties to decrease prices. He said that transit fees during the first nine months of 2012 increased by 20 per cent. Furthermore, Gazprom’s margin went down. Tschelpanow was silent about rea-sons for the higher transit cost and whether Nord Stream shipping is responsible.

The mentioned companies agreed with Gazprom on a price adjustment at the beginning of 2012 (ener|gate Gasmarkt 01/12). No details were published but market participants said that the oil-price link remained untouched and the base price was reduced by ten per cent. Media reports say that one reason for the new demand might be that the reduction of the base price was tempo-rary and expires. Wingas did not really comment and only said that the company is constantly in discussions with all its suppliers in order to be able to react to market changes.

One market player said that a number of mid-stream companies managed to achieve structural changes in the gas sales agreements with produc-ers. He pointed out VNG as one likely example. The Leipzig-based company is silent about its ne-gotiations but it most likely agreed on structural changes with producers. In particular Norwegian producers like Statoil made a strategic decision to accept market conditions, i. e. a link of gas prices to hub prices in the gas sales agreements. This allows completely new contractual arrangements. This enables the midstream companies to sell the gas in the end customer markets and retain a small margin. “But the margins from the past will never come back”, one source said. Contracts of the Dutch GasTerra are also judged as adjusted to

the market conditions by an observer. However, Gazprom is reportedly more flexible than often perceived in public. The company is interested in solutions and does not want to squeeze out its customers. “It is true, Gazprom sticks to the oil-link, but there are solutions like a corridor with a floor and a ceiling that reflect market prices”, said another source close to the companies involved. But another source said that it is plausible that there is still the necessity for further adjustments, in particular with sales agreements of Gazprom.

3.3 News on transportation

3.3.1 BNetzA procedure on flow guarantees

As already mentioned in the last edition, BNet-zA’s Beschlusskammer 9 (BK 9) released on De-cember 20 the preliminary decision in the pro-cedure for the determination of the cost for flow guarantee (KOLA). Only transmission system op-erators (TSOs) are directly concerned. The main topic of the preliminary decision is the approval of cost for flow guarantees as volatile cost ele-ments according to the requirements of the or-dinance provision of incentive-based regulation. But the decision also defines some requirements for the tender of flow guarantees:

• Every TSO tenders the flow guarantee. Joint tenders within a market area are feasible. The TSOs can commission the market area operator to organise the tender on behalf of the TSOs.

• Not only single companies can offer flow gua-rantees but joint offers are also possible.

• One annual tender shall be made each time for the next calendar year. The tender starts on June 15. Only monthly products can be ten-dered.

• The annual tender can be supplemented by short-term tenders during the year. In the short-term tenders only monthly and daily pro-ducts can be tendered.

• The lot size is ten MW.

• The price in the tender has in principle a ca-pacity and a commodity element. But each ele-ment can be set at zero. The TSOs rank the offers in a merit order. They decide in advance on a procedure for the weight of commodity

Market Development

35Issue 2|13

and capacity price. The procedure and the pri-ces have to be published.

• The TSOs shall publish on August 15 each year an anonymised list of the successful offers.

The decision was based on a draft published on November 12, 2012 (ener|gate Gasmarkt did not spot the draft) and a consultation of this draft. Stakeholders could comment on the draft until December 11, 2012. BDEW, bne, EnBW, Gasunie Deutschland, Initiative Gashandel (utilities or-ganised by the law firm Becker Büttner Held), OGE and VIK delivered written statements. The final decision was adjusted in some minor points taking into account stakeholder arguments: The draft foresaw a tender for the gas year instead of the calendar year and it contained a prescription for the procedure to determine the weight for the commodity and the capacity price. Other major points in the written stakeholder statements that were not directly considered were:

• The question whether operators of distribution networks also need flow guarantees and the relation between these guarantees and inter-ruptible network connection contracts. These contracts were just included in the amendment of the energy law (“winter law”) (ener|gate Gasmarkt 01/13).

• The question whether one harmonised time span for the tender starting on June 15 and the restriction to monthly and daily products are reasonable. At that date, the internal capaci-ty orders from distribution network operators are still outstanding. Potential suppliers of flow guarantees want shorter lead times. In some statements stakeholders argue that products with longer duration are needed. Some stake-holders argue that it is difficult to separate the sector of flow guarantees from the system con-trol market with daily products.

• The question whether transparency require-ments are sufficient. In particular stakeholders apart from TSOs and their association sharply criticise that TSOs are only obliged to publish anonymised results on August 15. One example is the association of large industrial energy users VIK that writes: “The proposal to publish on Au-gust 15 (…) cannot be seen as a serious attempt by BNetzA to shed light on the “informational black box” flow guarantees that lasted for seve-ral years”. The stakeholders demand a transpa-

rent short-term publication of successful offers in which volumes, prices and duration are released aggregated for every network connection point.

In the final decision, most likely later this year, BNetzA will mainly deal with the relation be-tween flow guarantees and the system control energy market and with requirements for an ef-ficient procurement of flow guarantees.

3.3.2 GRTgaz Deutschland

From January 1, 2014, GRTgaz Deutschland will offer an interconnection from the NetConnect Ger-many to the Gaspool market area at Gernsheim. At that time, the connection between the MEGAL and MIDAL pipelines will be completed. Gascade is the MIDAL operator. The TSO will extend the southern MIDAL part between Reckrod and Wirtheim with a loop and will build a 16 km connection pipeline from MIDAL to Gernsheim. The formal planning approval for this pipeline has already been started.

For GRTgaz, the new interconnection is a further step to establish itself as a TSO in Germany. The company with 30 staff members operates the MEGAL pipeline that connects Germany with France, the Czech Republic and Austria, but is also a backbone of the NCG market area. The company has 25 shippers as clients. Capacity al-location via PRISMA brought ten new customers. The customers use in addition to the firm freely allocable capacity dynamically allocable capac-ity where access to the virtual trading point is offered on an interruptible basis. Shippers accept this because the risk of interruption is low. Until today, no interruption occurred.

Most likely from 2017 onwards, physical reverse flow from France to Germany shall be offered. At the interconnection point Medelsheim, one of the interesting phenomena can be observed that make European integration difficult: In France gas odorisation takes place in the high-pressure network, whereas in Germany gas that is not treated with odorisation is transported there. Either France refrains from odorisation at least in parts of the high-pressure network, or the gas must be de-odorised at the border.

3.3.3 Settlement of network accounts

NetConnect Germany and Gaspool finished a first round of network account settlement. According to the Co-operation Agreement V (KoV V), all ac-

Market Development


counts in which the balance exceeds ten per cent of the allocated volumes for non-daily-metered cus-tomers must be settled monthly. NCG settled for October 2012 the accounts of 37 of the total of 501 distribution network operators. NCG charged in to-tal 3.1 million Euro. In addition, the names of 228 companies were reported to BNetzA because the balance was more than five per cent of the allocat-ed volume for non-daily-metered customers. If the balance exceeds 50 per cent market area operators are obliged to publish the names of the distribution network operators on their Internet pages. NCG published the names of six companies.

For Gaspool the figures are as follows: For in to-tal 22 of roughly 350 network operators the ac-counts were settled. Gaspool earnings were 2.22 million Euro (but the payment is not a fine but an advance payment on the final settlement). Gaspool published the names of seven network operators on its Internet page.

At short notice, NCG cannot see any impact on the need for system control energy.

3.3.4 Gasunie Deutschland’s network tariffs

When Gasunie Deutschland published the pre-liminary tariffs for 2013 in October, it proposed to keep different entry tariffs at border points and other network points (from the NCG mar-ket area, storage facilities and from German production) (ener|gate Gasmarkt 11/12). But the finally published entry tariffs that are in place since January 1, 2013, are equal for all entry points. These are bad news for producers or traders that inject gas at the border points. The entry tariffs for high cal gas increase by around 20 per cent to 0.7224 ct/kWh/h/d. The preliminary tariffs were only three per cent higher than the 2012 tariffs. For German gas producers, storage operators and traders that ship gas between the two market areas, the new tariff system is good news. Gasunie Deut-schland planned to push the tariffs up by 18 per cent, now they go down by 7.5 per cent. The development is similar for the low cal sys-tem, in which the new entry tariff is 0.7850 ct/kWh/h/d. The final exit tariffs are unchanged compared to the preliminary tariffs. Gasunie said that the new tariffs were determined “in narrow consultation with BNetzA”. The cost distribution behind the tariffs between the high cal and low cal system as well as between the entry and exit tariffs remains unchanged.

3.3.5 PRISMA

PRISMA (since the end of December trac-x) publishes monthly auction reports as Excel files starting from January. This allows an analysis of the auction results. When the January report is published next month, one can see whether the number of Day Ahead auctions in which capac-ity was allocated went down. This is likely after the regulated tariff – instead of zero – was intro-duced as starting price from January 1.

The reports are available with retrospective ef-fect since the time when the platform started.

3.3.6 Gascade

Gascade sold the SÜDAL including the Haiming compressor station to bayernets on January 1, 2013. SÜDAL consists only ofsix kilometres of pipeline around Haiming. But traders that use Haidach were annoyed about the situation be-cause capacity had to be booked separately at Gascade and bayernets or OGE. Wingas, the Gas-cade owner, abandoned plans to build a pipe-line from Haiming across southern Germany to Lampertheim in Hesse years ago. But bayernets and also OGE are still working on that project. More concrete and advanced are the bayernets plans for the Bavarian part of this old project. bayernets had chosen Monaco as the new project name (ener|gate Gasmarkt 08/11).

3.4 News on storage

3.4.1 astora

Since January 1, working gas volume at astora’s Rheden storage facility is 4.4 Bcm instead of 4.2 Bcm. The operator explains in a press release that cushion gas was converted to working gas. Rheden is a depleted gas field for low cal gas. The gas from the field was not totally taken out, 2.6 Bcm remained as cushion gas for the storage facility. But high cal gas was injected as work-ing gas. The high cal gas and the low cal gas mixed over the years since 1993, when storage operations started. This allowed to increase the working gas volume and to lower the cushion gas volume. Some change had to be made at the compressor station. astora offers the additional capacity as an unbundled service with the prod-uct characteristics of the astora product “astora-add”. Customers can book the volume in addi-

Market Development

37Issue 2|13

tion to the bundled service. But there is currently only one customer – Wingas.

3.4.2 storengy

storengy offered in January storage capacity for the Uelsen facility. In total 2.76 TWh were offered, divided into 2.133 bundles. This is roughly one third of the Uelsen capacity. Each bundle had a working gas volume of 1.296 MWh, a withdrawal capacity of 600 kWh/h and an injection capac-ity of 450 kWh/h. The capacity was offered from April 1, 2013, with three years duration. Similar to other storage operators (ener|gate Gasmarkt 01/13), storengy offered a price model in which the price is linked to the summer-winter-spread of trading prices – in this case TTF prices. The price formula is as follows: P (Euro/MWh) = (1 + A) * (Summer-Winter-Spread) – 0.50. The spread is calculated each year from ICIS Heren summer and winter prices on each Wednesday and Thursday during the reference period. “A” is the bid com-ponent and has to be determined as greater than zero by bidders. Additional fees like variable cost for fuel gas or a system fee are not charged but the user has to pay transportation tariffs separately. The price floor is 2.20 Euro/MWh and the ceiling 7.50 Euro/MWh.ener|gate Gasmarkt Users have to take into account physical restrictions.

storengy uses – in contrast to other operators – its own platform for the sales process. 750 of the offered bundles were sold. Sources close to storengy signal that the result is not that bad considering the current summer-winter-spread of sometimes below 2.00 Euro/MWh.

In February, storengy will start the next sales initiative. Harsefeld capacity will be offered in

addition to Uelsen capacity. Next time duration will be one year and a simple fixed price will be asked. Storengy will use again its own system for the sales process.

3.4.3 VNG Gasspeicher

Since January 15, VNG Gasspeicher has “Polar Weeks”. As long as capacity is available, storage customers can book additional withdrawal ca-pacity as “add on” to their bundles until April 1. A daily price of 11.80 ct/m3/h/d is charged. This is the regular daily share of the published annual price for unbundled withdrawal capacity.

From January 28 until February 8, VNG Gass-peicher will offer available capacity for the next storage year at store-x. VNG will use the keyed procedure. In total a working gas volume of around 155 million for the facilities Bad Lauch-städt, Bernburg, Buchholz and Etzel will be of-fered. VNG will offer different products that have different flexibility.

3.4.4 RWE Gasspeicher

ener|gate Gasmarkt reported in the last edition about RWE Gasspeicher’s capacity offer for the Epe facility. Some small supplementary information: The capacity results from an extension of the stor-age facility that was already decided by the Dutch Essent. Essent originally wanted to develop the ca-pacity jointly with RheinEnergie but the Cologne-based utility abandoned the project (ener|gate Gas-markt 07/09). Essent, that already operated caverns at Epe during that time, pursued the project further. RWE took over Essent in 2009, the storage business was merged to RWE Gasspeicher after the tender process at store-x was finished.

Market Structure


4. Market Structure4.1 Mergers & acquisitions

4.1.1 Stadtwerke Munich/Bayerngas

Rewag Regensburg and Stadtwerke Munich (SWM) inked a contract on the purchase of Rew-ag’s 7.6 per cent share in Bayerngas at the begin-ning of December 2012. SWM’s share in Bayerngas will be 56.3 per cent, conditioned on the antitrust approval. Negotiations between SWM and Rewag were time-consuming. Already in 2011, the city of Regensburg decided to disinvest in Bayerngas. Formally Regensburg argued that the sharehold-ing was no longer of any strategic value. Infor-mally a major reason were reportedly conflicts between the Lord Mayor of Regensburg and im-portant representatives of the City of Munich or SWM. But the formally given justification also has some truth. First of all, not all shareholders back the Bayerngas upstream investment and the re-lated need for capital. ener|gate Gasmarkt reported in the December edition rumours that the head of the SWM management board Kurt Mühlhäuser wanted to fix the SWM Bayerngas majority share-holding before he left the company at the end of 2012. The Rewag and SWM agreement was finally made at the disadvantage of another Bayerngas shareholder, Stadtwerke Augsburg. Augsburg de-cided already in early 2011 and earlier than Rewag to reduce its Bayerngas share from 27.5 to around 15 per cent. One Bayerngas shareholder, the Ty-rolean utility Tigas, bought four per cent. After a capital increase in which Augsburg did not par-ticipate the share is now 20.8 per cent. Augsburg will not reduce the share further because there is no buyer. SWM is not interested any longer after it gained the majority. Augsburg’s intention to sell the share in agreement with Rewag finally failed. The company presents itself relaxed towards out-side requests. A spokesman said to ener|gate Gas-markt that there is no pressure to sell the shares. Financing of renewable energies and infrastruc-ture was managed from other sources. But the company will not participate in any further in-crease of capital.

Bayerngas currently has no intention of asking shareholders for fresh money. For the time being, the company evaluates and develops its strategy. Only after this process is finished it will be decid-ed whether new capital is needed and whether the shareholders need to provide fresh money (see also Personnel).

4.2 Company strategies and results

4.2.1 Arcanum Energy: Market situation for biomethane

The service provider and consultant Arcanum Energy sees itself as one of the front-runners in the biomethane sector. Helmut Kern founded the company in 2001 as a consultancy. Since 2006, Arcanum works on biomethane issues. The com-pany sees itself as a service provider for farmers, the producers of biogas, as well as for utilities, the users of biomethane. Three biogas pools for utili-ties are the result of this strategic position. Utilities are shareholders of the pools. They buy a fixed volume at an “attractive” price. The Arcanum managing director Kern assures that the price is usually below the market price for biomethane. It allows the utilities a profitable utilisation of the gas for example in CHP plants. The capital the utilities have to invest is used to build sev-eral processing plants, each located at one biogas plant to convert biogas to biomethane. Farmers operate the biogas plants. Two pools are already in operation. Pool 1 produces 90 million kilowatt-hours per year in three plants for five utilities, Pool 2 also 90 million kilowatt-hours per year in three plants, this time for nine utilities. The third pool, with 180 million kilowatt-hours in a maximum of three plants, is in the planning phase. The plants are distributed across Germany. Arcanum is also responsible for the transportation, the balancing and the portfolio management of the biomethane. This includes also the proper declaration of raw material over the whole delivery chain. Arcanum offers in addition to the organisation of the pools also services and consultancy along the whole value chain. This begins with the production of the raw material and the procurement for biogas plants. It includes the planning and construction of plants as well as technical and commercial op-erations. But Arcanum is also involved in the trad-ing of bio natural gas or biomethane – the labels vary – including the direct marketing and sales in different sectors. Trading products and certificates for biomethane are offered on a platform („Bioer-dgas-Zentrale“) organised by the company. There, among others following entries can be found: Na-waro (renewable raw materials), remuneration for raw material group according to the 2012 version of the law on renewable energies (EEG) I, duration up to one year, 7.20 ct/kWh delivery at the virtual trading point, fixed price for 2012, afterwards gas

Market Structure

39Issue 2|13

or heating oil indexation or fixed price increase. In addition, spot trading will be established as well during the first quarter of 2013. Kern describes the complete business model in one sentence as fol-lows: „We enable market partners to participate in the market for bio natural gas.”

Arcanum Energy consists of two companies. Ar-canum Energy Systems is in charge of project development and the pools. Arcanum Energy Management is active in the service business like trading, portfolio management and balancing. The company has 25 staff members. It is owned by the management and does not release any de-tails about the business figures. Currently, growth comes mainly from the service sector but project development shall be further expanded. A new approach is “Green Energy Land” where Arca-num is involved in the development of different approaches for citizen participation. In one case, Arcanum advises the operator of a biomethane plant who wants to build a local heat distribution network. This network shall be organised as part of an energy co-operation. In another case, Arca-num founds and manages an energy co-operation on behalf of a local utility. The utility hopes to increase customer loyalty with this approach.

Despite the more depressed mood in the bi-omethane industry, Kern is generally optimistic about the market potential of biomethane. In an interview with ener|gate Gasmarkt he told why he thinks this is the case, among others.

ener|gate Gasmarkt: Mr Kern, in the two biogas pools you produced around 200 GWh biometh-ane in 2012. Did the shareholders sell this gas completely as biomethane?

Kern: Yes!

ener|gate Gasmarkt: So far, biomethane is not a truely successful story. Where do you see poten-tial for improved sales in future?

Kern: Let us begin with the reasons. Biometh-ane is a relative complex product. It is the only renewable energy for which no fixed price is set-tled. Therefore, it must be used most efficiently by the customer. This needs some effort. But on the other hand biomethane can be stored, it can be used as network control energy and it can be used everywhere where a gas grid exists. There was certain market inertia but now we have a lot of requests from the CHP sector.

But of course you need some political support, and that has not been sufficient for biomethane so far. One reason is that part of the political lobbying is concentrating on biogas instead of biomethane. We are concerned if the Fachverband Biogas, one of the associations of the industry, advocates pri-marily small plants for every single farmer. From our perspective, this is economically not feasible in the long run. From a general economic as well as from an individual business perspective, it is more efficient if several farmers co-operate and build bigger plants. Most efficient are plants of 2.8 MWel capacity (700 m3/h biomethane produc-tion). The investment cost for such plants are 30 per cent below the cost for small plants. It is also better from an environmental perspective. And all larger plants known to us are still able to secure the supply of the necessary raw material in the direct neighbourhood of the plants.

ener|gate Gasmarkt: But after the amendment of the law on renewable energies from 2012 (EEG 2102) small plants are still better subsidised?

Kern: You are correct; politics needs to shift more to the support of larger plants. We are working on a change of the system subsidies into the direction of biomethane for the next scheduled amendment of the EEG.

ener|gate Gasmarkt: If one looks at the monitoring report about the law on renewable energies in the heating sector (EEWärmeG), is this a further exam-ple for the lack of political support for biomethane?

Kern: The amendment of the CHP law is another example. The increase of the subsidies improved the situation of plants that are fuelled with natural gas compared to biomethane-fuelled plants. This holds in particular for plants that are not operated by municipally owned companies. An unanimous representation of interests is missing. We would appreciate if the two associations of the industry, Fachverband Biogas and Biogasrat, speak with one voice. One has to consider that compared to wind and photovoltaic the biogas lobby is small but still has to enforce its interests against these stronger representations of interests in the renewable sec-tor. Therefore, we need a uniform representation.

ener|gate Gasmarkt: But nevertheless you see in-creasing demand?

Kern: We see significantly increasing potential for CHPs. They have a very favourite climate balance

Market Structure


and the heat is evaluated with a very low primary energy factor. We experience a greater demand for biomethane. Concerning new plants, biomethane is often economically feasible for plants operated by municipally owned companies. In contrast to CHPs operated by industrial users, the share of power used by the operator is low. Furthermore, biomethane is a very good choice in older plants where the special remuneration for the power pro-duced from the CHP plant is expired.

ener|gate Gasmarkt: Does that hold for all sizes of CHP plants?

Kern: Unfortunately not! Operation is profitable for plants with a capacity from 50-70 kW up to a capacity of two MW. The share of the power used by the operator should not exceed 40 per cent. For these plants, biomethane is favourable com-pared to natural gas. For CHP plants where the CHP subsidies are expired, biomethane is very attractive. No one is able to outdo your offer of biomethane for these plants.

ener|gate Gasmarkt: Is this the result of the in-creased basic subsidy for biomethane in the EEG 2012?

Kern: Yes, to a certain extent. But it is not only the improved support. It is also the market iner-tia that is overcome step by step. The product is complex, not eat least as a result of EEG 2012. You need time to make potential users comfort-able with the product.

ener|gate Gasmarkt: This means that the use of biomethane is not trivial?

Kern: Right! There are questions about techni-cal and commercial experiences. To give some examples: At the beginning, we were asked whether the remuneration stipulated in the EEG is certain, or whether enough biomethane can be supplied. Another question was wheth-er the partners for biogas production will fulfil contracts. One answer is our biomethane trad-ing platform Bioerdgas-Zentrale. This platform makes sure that customers using biomethane do not have to ask these questions anymore.

ener|gate Gasmarkt: This means that the market rules are working now?

Kern: Yes, this is the case. When we started to work on the topic five years ago, it was not the

case at all. We were ourselves involved in de-veloping these rules and standards. Until 2009, for example network connection was a difficult issue. But the market conditions are still not per-fect and we have to continue to improve them. Our services support market players in the day-to-day business but in particular politics has to improve the framework conditions.

ener|gate Gasmarkt: The mentioned network con-nection is no longer an issue?

Kern: There are some remaining shortcomings from time to time but compared to the starting phase these are negligible. Hopefully BNetzA will solve the only remaining problem quickly. The regulatory authority has to make binding require-ments for network operators about schedules to decrease the time span for network connection.

ener|gate Gasmarkt: And trading via the platform works despite the variety of products?

Kern: Yes, because the platform works as a kind of bulletin board on which we inform about sup-ply and demand. In a next step, we advise the interested companies individually whether the product fits. The settlement is done manually. Without advisory service, it is hardly possible to sell the product “biomethane”.

ener|gate Gasmarkt: Is there a transparent market for biomethane?

Kern: We work on such a market. Our spot mar-ket will be a next step in that direction and will start during the first quarter of this year. Our total portfolio is more than one terawatt-hour biometh-ane. For us as a small and flexible company it is straightforward to develop such a spot market.

ener|gate Gasmarkt: What does spot trading mean to you?

Kern: Because you have yearly balancing, no Day Ahead market is needed for biomethane. We will offer monthly and up to yearly supplies, but the duration can be shorter as well. This allows our customers to optimise their portfolios.

ener|gate Gasmarkt: But can a liquid market de-velop with such a variety of products?

Kern: We think that it can, our portfolio is huge enough.

Market Structure

41Issue 2|13

ener|gate Gasmarkt: But the EEG 2012 prescribes a “mixed balancing” of biomethane. There are different classes of raw material with different remuneration and the value of every kilowatt-hour of biomethane depends on the share of raw material from the different classes. In prin-ciple the value can vary from kilowatt-hour to kilowatt-hour. Does this regulation kill trading?

Kern: It makes it more difficult but we can cope with it. As far as it is possible, we stand-ardise quality. And there is a clear signal from the ministry of environment that the next EEG adjustment will allow a separate balancing as an option. This would facilitate trading with bi-omethane.

ener|gate Gasmarkt: Are you storing biomethane to get more flexibility?

Kern: We do not really see the need for the stor-age of biomethane. In principle you always have the value of the gas, i. e. the market price for natural gas and the “EEG value”. Our clients can trade the EEG value separately as a certificate of origin and they can sell the gas value. This is usually more efficient than the storage of bi-omethane that some storage operators offer.

ener|gate Gasmarkt: Back to sales: How big is the growth potential in the CHP sector?

Kern: This is difficult to predict but we think that the sales volume is going to double. In principle it should “explode” if one takes all political dec-larations about the requirements for renewable energies like efficiency, flexibility and decentral-ised production at face value. Biomethane meets all these criteria.

ener|gate Gasmarkt: But again, political reality is different!

Kern: Indeed, political declarations are not in line with political decisions.

ener|gate Gasmarkt: How are the potentials be-yond the CHP sector?

Kern: If the heating market is not fully opened for biomethane, I am not very optimistic for that sector. But the fuel sector is also difficult. For the time being, it works well because you can sell the biomethane share as a quota to petrol companies. They use it to fulfil requirements for

petrol from renewable sources. But the frame-work conditions change and, hence, the value of the quota. Furthermore, there are not many gas fuelled cars and gas fuelling stations.

ener|gate Gasmarkt: Mr Kern, thank you for the interview.

4.2.2 MVV Energie

MVV Energie increased gas trading significantly to manage its own portfolio during the business year 2011/12. The annual report mentions as the main reason the complete insignificance of oil prices as price links in contracts with final customers. The market shifted completely either to fixed prices based on price quotations in the wholesale gas market or prices indexed to gas market prices. Therefore, gas sales in the unit trading and portfolio management increased by 357 per cent to 7.8 TWh. The share in overall sales increased from 15 to 45 per cent. Sales in the industrial sector remained unchanged at 4.6 TWh. Losses in the home market due to mild-er temperatures and to competitors were com-pensated by increases in nationwide sales. In the residential sector the warmer weather and tough competition resulted in a seven per cent drop of sales to 2.4 TWh. Gas sales to the stra-tegic shareholdings which MVV Energie holds in several utilities were 2.1 TWh, an increase of 46 per cent. MVV Trading, the trading arm of MVV Energie, started to manage the portfolio of Stadt-werke Ingolstadt, one of the shareholdings.

4.2.3 Gazprom Germania

Gazprom Germania confirmed in a press release its ambitions to promote gas in the transporta-tion sector. The number of gas fuelling stations shall increase (ener|gate Gasmarkt 09/12). Cur-rently, the company operates six stations, four of them were inaugurated in 2012. Gazprom wants to build four more stations in 2013. Gazprom commissioned construction of the new stations to Erdgas mobil who built also the four stations opened in 2012. Until 2014 – in the last statement the schedule was 2015 – the network of stations shall consist of 15 units. In addition, gas fuelling stations will be built in the Czech Republic and Slovakia. Gazprom sees the transportation sector as an important future area of business, although 15 stations are not a real impressive investment for the largest gas producer of the world.

Personnel


5. PersonnelMichael Schmöltzer, head of the E-Control gas department since the Austrian regulatory author-ity was founded, left E-Control on January 1. E-Control writes in a press release that he will take over responsibilities in the gas industry. Bernard Painz succeeds Schmöltzer, he has been deputy head of E-Control’s legal department since 2011.

Andreas Reinhardt abandons his position as managing director of VNG Verbundnetz Gas Ver-waltungs- und Beteiligungsgesellschaft (VUB) at the end of January. Reinhardt will concentrate on his tasks as managing director of ThüWa Thürin-gen Wasser, a Stadtwerke Erfurt affiliate. His suc-cessor will be Clemens Schülke, director of LVV Leipziger Versorgungs- und Verkehrsgesellschaft. The shares of VNG’s municipal shareholders are bundled in VUB. Although all involved persons are silent, market observers think that Reinhardt abandons the position as a consequence of con-flicts between the municipal shareholders. Differ-ent sources report about tensions between them and decreasing willingness for co-operation and joint shareholding. At least some of them think about selling their shares (see ener|gate Gasmarkt 12/12 about the decision of the city of Dresden to sell the shares).

Andreas Halberschmidt manages Stadtwerke Kiel’s project of a gas-fired power plant since January 1. The power plant with a 200 MW capacity shall replace a coal-fired power plant which Stadtwerke Kiel operates jointly with E.ON. The coal-fired plant reaches the end of its technical lifetime. Halberschmidt has been work-ing for Dong Energy in Germany for more than six years. His last position was managing director of Dong Energy Business. It was Halberschmidt who mainly developed Dong’s German sales business.

Stephan Illerhaus left the Bayerngas Energy Trading (BET) management board in Decem-ber. Illerhaus remains responsible for portfolio management and trading at Stadtwerke Munich (SWM). Illerhaus was appointed BET managing director not before April 2012 (ener|gate Gasmarkt 04/12). Bayerngas confirms that Illerhaus is no longer BET managing director but gives no rea-son. Sources close to the company say that SWM wanted to signal the other shareholders that the Munich utility has no intention of becoming too dominant after the SWM manager Günter Bauer

was appointed Bayerngas managing director and SWM achieved the majority in Bayerngas. Tho-mas Rupprich and Sascha Kuhn remain manag-ing directors.

From February 1, Jürgen-Stefan Kukuk is the new managing director of ASUE. Kukuk devel-oped for years the German gas sales activities of Gaz de France, later GdF Suez. His last position before he left the company at the end of 2011 was managing director of GdF Suez Energy Sales. After he left GdF Suez he joined an engineering com-pany as managing director. One of the managing directors, Jochen Arthkamp, left ASUE at the end of 2012. The second one, Andrej Krocker, will leave in mid 2013. ASUE is a co-operation of gas companies and is mainly working on technical is-sues around gas appliances. But it did also some lobbying for gas. In future the technical part shall be strengthened. Kukuk who is a trained engineer is well equipped to promote the interface between technics and appliance.

Bettina Morlok, managing director of in total six power companies of SüdWestStrom, leaves the company at her own wish in mid 2013. Nothing became known about her future career as yet.

On February 1, Josef-Thomas Sepp becomes commercial managing director of Lekker Ener-gie. Sepp switches to Lekker from E.ON. Jens Langner who was appointed commercial man-aging director in June 2012 shall take over the tasks of Thomas Mecke. Mecke is on sick leave, a Lekker spokesman told ener|gate Messenger. Mecke’s contract was extended for another five years at the beginning of 2012.

In October, ener|gate Gasmarkt reported that the former and first natGAS CEO Ole Bested Hens-ing is back at an energy company and will be-come managing director of Stadtwerke Konstanz. But Hensing decided to terminate the contract before it even started and becomes executive board member of Berliner Bäderbetriebe instead. It is the operator of the public swimming pools of the city of Berlin.

Karl Roth is the new DVGW president. The tech-nical managing director of Stadtwerke Karlsruhe was vice-president of the association before. He follows Matthias Krause, managing director of Stadtwerke Halle.

Market Rumours

43Issue 2|13

6. Market RumoursIn summer last year, rumours spread that the French GdF Suez Group wanted to sell a 40 per cent share in storengy Deutschland. A number of market participants confirmed that a sales proc-ess was started and a number of potential buy-ers evaluated the figures. It is understood that the specialised infrastructure funds were interested. But – this is at least heard these days – against the background of the current storage market situ-ation, the price which GdF wanted to realise and the willingness of investors to pay did not fit.

Whenever sales representatives that sell gas to industrial gas users report about competitors that are very present they mention Total Ener-gie. The sales company located near Stuttgart

entered the German market at the beginning of 2011 (ener|gate Gasmarkt 04/11). The company is especially acquiring smaller industrial gas users with very attractive prices.

Perhaps there is still a future for the brand E.ON Ruhrgas. Sources close to E.ON report that the Group distributed a questionnaire to assess at-titudes and opinions of market players towards the name E.ON Ruhrgas. It will be interesting to hear about the results. ener|gate Gasmarkt report-ed that E.ON Ruhrgas will be dissolved on May 1, 2013, and that the name will vanish (ener|gate Gasmarkt 11/12). But perhaps the name of the company will still be E.ON Ruhrgas instead of E.ON Energy Sales.

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Herausgeber / Publisherener|gate gmbh & co. kgNorbertstraße 5D-45131 Essen

Tel.: +49 (0) 201.1022.500 Fax: +49 (0) [email protected]/gasmarkt Geschäftsführung / Management:Marc Hüther, Dirk P. LindgensAmtsgericht Essen, HRB 14482Ust.Id.Nr./VAT-ID: DE 212708862V.i.S.d.P.: Dr. Heiko LohmannISSN-Nr.: 1863-4311

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Erscheinungsweise / Frequency of publicationmonatlich/zwölf Ausgaben pro Jahrmonthly/twelve issues per year

ISSN-Nr.: 1863-4311

Ausgabe 9 | September 2009 | www.energate.de

Heiko Lohmann

Markt für Regelenergien

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Ausgabe 2 | Februar 2013 | Heiko Lohmann · 25,50 auf knapp 27,00 Euro/MWh sprang. Ende März,...

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